44 CIGRÉ - elektroenergetyka.plelektroenergetyka.pl/upload/file/2013/3/arch_En3_2013.pdf · Jacek...

PROBLEMY ENERGETYKI I GOSPODARKI PALIWOWO-ENERGETYCZNEJ

ISSN 0013-7294 CENA 20 ZŁ (w tym 5% VAT)

3/2013(705)

Paryż 26-31 sierpnia 2012

Conseil International des Grands Réseaux Electriques

44. sesja

CIGRÉ

Zespół Transformatorów i Izolacj i

Zakres wykonywanych prac obejmuje całokształt zagadnień związanych z eksploatacją transformatorów, w tym przede wszystkim:• badania diagnostyczne dotyczące oceny stanu technicznego,• badania i pomiary odbiorcze, pomontażowe, eksploatacyjne

i poawaryjne,• prowadzenie nadzoru nad produkcją, remontem i modernizacją

jednostek u producenta i w zakładzie remontowym,• dostawę i montaż urządzeń monitoringu on-line,• nadzór nad pracami konserwacyjno-remontowymi w miejscu

zainstalowania (dostosowana do potrzeb procedura suszenia izolacji),• kompleksowe badania oleju elektroizolacyjnego oraz usuwanie zagrożeń

wywołanych obecnością siarki korozyjnej i produktami zestarzenia oleju poprzez regenerację,

• doradztwo w zakresie prowadzenia gospodarki olejowej.

Uznane metody diagnostyczne, najnowocześniejsza aparatura pomiarowa, wieloletnie doświadczenia, szeroka wiedza specjalistów, wypracowane kryteria oceny wyników badań pozwalają na bezpieczną eksploatację oraz wydłużenie żywotności transformatorów, co w czasach współczesnych staje się pilną koniecznością.

www.elektryka.com.pl [email protected] tel. 32 237 66 15

Rada Zarządzająca PKWSE:

Jacek Wańkowicz – przewodniczącyKrzysztof Madajewski – wiceprzewodniczący

Edward Anderson Piotr Molski

Sławomir NoskeAdrian Orzechowski

Jarosław PałaszGrzegorz TomasikPaweł Warczyński

Zbigniew Wróblewski – członkowieMariusz Krupa – sekretarz

Polski Komitet Wielkich Sieci ElektrycznychKomitet Narodowy

Conseil International des Grands Réseaux Electriques

Siedziba PKWSEul. Mory 8, 01-330 Warszawa

tel. 22 8364081, fax 22 8366363e-mail: [email protected]

www.cigre.pl

XXII Seminarium TechniczneProblemy Eksploatacji Maszyn i Napędów Elektrycznych

22 - 24.05.2013r., RYTRO k/Nowego Sącza

Tematyka Seminarium:- projektowanie nowych serii i odmian maszyn elektrycznych,- - - silniki z magnesami trwałymi do napędu pojazdów elektrycznych i urządzeń transportowych,- energoelektroniczne układy zasilania i sterowania maszyn elektrycznych,- silniki dostosowane do trudnych warunków pracy,- metody badań i nowoczesna aparatura badawcza, diagnostyka i eksploatacja napędów elektrycznych, - bezpieczeństwo eksploatacji maszyn elektrycznych, układy elektroizolacyjne i elektrotechnologie, - odnawialne źródła energii i transport przyjazny środowisku. Ponadto - nowość na Seminarium: - elektromobilność, w tym projektowanie, eksploatacja pojazdów i środków transportu o napędzie elektrycznym, a dla zainteresowanych możliwość jazdy testowej.

eksploatacja, diagnostyka, awaryjność i remonty silników oraz układów napędowych,modernizacja silników i ich dobór do układów napędowych,

PATRONAT MEDIALNY

WSPÓŁPRACA

STOWARZYSZENIEELEKTRYKÓW POLSKICH

PATRONAT

KOMITETELEKTROTECHNIKI

prezentacje firmi imprezy

towarzyszące

W ramach Seminarium:

sesje plenarne...

i dialogowe

SK 87342

Ilość miejsc

ograniczona

Partnerzy:

Regionalne Seminaria / Szkolenia dla Służb Utrzymania Ruchu

Jeżeli jesteś zainteresowany uczestnictwem w Seminarium, zaprezentowaniem produktu lub nowego rozwiązania napisz do nas: [email protected]

Energoelektronika.pl tel. (+48) 22 70 35 291

201321.02.2013 - Kraków28.03.2013 - Stalowa Wola18.04.2013 - Wałbrzych23.05.2013 - Rzeszów20.06.2013 - Trójmiasto10.10.2013 - Bydgoszcz04.12.2013 - Warszawa

zaprasza na

Warsztat: Praktyk wdrożenia systemów inteligentnego

opomiarowania AMI

7-8 maja 2013 r.,Hotel Marriott, Warszawa

Zaproszenie kierujemy głównie do:

• spółekzajmującychsiędystrybucją, obrotemorazprzesyłemenergii,

• elektrowni,• elektrociepłowni,• producentówoprogramowania,• producentówliczników,• dyrektorów,kierownikóworazspecjalistów

ds.:pomiarów,energetycznych,dystrybucji,smartgrid,smartmetering,rozwojusieci, inwestycji.

Tematyka warsztatu:

• stanowiskoPrezesaUREwsprawie inwestycjiwAMI,

• korzyściiryzykopłynącezinwestycjiwsysteminteligentnegoopomiarowania,

• technicznestandardydotyczące wdrożeniasystemówAMI,

• wdrażaniesystemówinteligentnego pomiarownia,

• zasadykwalifikowaniainwestycjioraz konsekwencjedlainwestorów.

Programwrazzformularzemzgłoszeniowymjestdostępnynastroniewww.mmcpolska.pl

Więcej informacji:

Patrycja Kuriatatel.: 22 379 29 36 e-mail: [email protected]

Każdy uczestnik otrzyma certyfikat poświadczający udział w warsztacie • Badania i ocena stanu technicznego rur

powierzchni ogrzewalnych kotłów• Zapobieganie nieszczelnościom rur powierzchni

ogrzewalnych• Zarządzanie wiedzą o stanie

technicznym powierzchni ogrzewalnych kotłów

• Zmiana warunków spalania w kotłach związana z ich proekologiczną modernizacją

• Wpływ modernizacji kotłów na stan techniczny powierzchni ogrzewalnych

• Innowacyjne metody badań i oceny stanu technicznego urządzeń energetycznych

T E M A T Y K A S Y M P O Z J U M

EnergetykaEnergetyka Cieplna i ZawodowaPrzegląd EnergetycznyNowa EnergiaDozór Techniczny

Patronat medialny:

TAURON Wytwarzanie S.A.EDF Polska CUW Sp. z o.o.PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.ENERGA Elektrownie Ostrołęka S.A.Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie

przy współpracy:

Urz d Dozoru Technicznego

P AT R O N AT H O N O R O W Y :

O R G A N I Z A C J A :

XV SYMPOZJUMInformacyjno-Szkoleniowe

DIAGNOSTYKA I REMONTYURZĄDZEŃ

CIEPLNO-MECHANICZNYCH ELEKTROWNI

Diagnostyka i zapobieganie nieszczelnościom rur

powierzchni ogrzewalnych kotłów parowych

Ustroń, Hotel Belweder, 02-04.10.2013 r.

Pronovum_symp_new.indd 1 2013-03-14 10:56:47

Postrzeganie teraźniejszości

Na marginesie wprowadzania inteligentnych sieci i takiż pomiarów

„Przez wzajemną wymianę poglądów i dzielenie się wiedzą o wdrożeniu rozwiązań z obszaru smart grid w naszych krajach i współpracy z naszym przemysłem,

przezwyciężymy bariery stające na drodze zmian związanych z wdrożeniem projektów inteligentnych sieci.” Guido Bartels, szef Global Smart Grid Federation

(Światowej Federacji na rzecz Inteligentnych Sieci)

Czytając doniesienia na temat smart grid i smart metering zawarte w polskiej prasie naukowo-technicznej, a także obecne na portalach

internetowych, odnieść można wrażenie, że zacytowana, jako motto, wypowiedź amerykańskiego szefa nowo powstałej Światowej Federacji

na rzecz Inteligentnych Sieci mogłaby dotyczyć także toczących się u nas sporów, często udających dyskusję. Wniosek taki wyciągnięty zo-

stałby jednak zbyt pochopnie. To co czasem nazywane jest dyskusją odbiega dość znacznie od wzajemnej wymiany poglądów.

Wiele tak zwanych dyskusji w naszym kraju przypomina bardziej spotkanie na ringu, na jakim toczą się walki niezbyt sportowo za-

chowujących się uczestników. Zamiast stosowania regulaminowych, aby nie powiedzieć dżentelmeńskich, reguł stosowane są wszelkie

chwyty pozwalające zredukować do absurdu nie tylko argumenty i poglądy, ale nie rzadko samych adwersarzy. Jednocześnie adwersa-

rze ustawiają sobie przeciwników i ich wypowiedzi, tak aby później uderzać w te, jakie sami im przypisali.

Jednym z przykładów może być tak zwany Komentarz przedstawiciela Urzędu Regulacji Energetyki1). Wiele zawartych w nim

stwierdzeń budzi niepokój o jakość dyskusji wśród energetyków i nie tylko. Pominąć można użyty zwrot, taki jak komentowana „publi-

kacja epatuje czytelnika niepokojem”. Zdziwienie natomiast budzić może zarówno niedoprecyzowanie widzianych, z kolei przez Autora

komentarza, „materializujących się zagrożeń klimatycznych i politycznych”, jak i łatwość, z jaką oceniane jest „zebranie od odbiorców

końcowych lub podatników” w ciągu siedmiu lat (do roku 2020) kwot od 120 do 200 miliardów złotych.

Odnieść można wrażenie, że z lekcji, jakiej udzielili „odbiorcy końcowi” rządowi bułgarskiemu, przedstawiciele polskich energetycz-

nych instytucji rządowych nie wyciągnęli jeszcze wniosków.

Interesujący wydaje się także zastosowany sposób oceny wysokości kosztów, jakie są do poniesienia w związku z budową inteli-

gentnych sieci, przez porównanie ich z tak zwaną pełną perspektywą potrzeb inwestycyjnych w sektorze energetycznym. Jeśli potrzeby

te oceniane są na około 120 miliardów zł (bez kosztów energetyki jądrowej), to te 10 miliardów na smart grid, jest oceniane jako tak

zwany pikuś. Wystarczy je „zebrać od odbiorców końcowych lub podatników?

Nieodparcie nasuwa się podejrzenie, że według niektórych urzędników naszego państwa termin wolny rynek brzmi dobrze jedynie w teo-

rii i nie odnosi się do naszego kraju. W naszych warunkach nie sprawdza się bowiem kapitalistyczna utopia. Tak jakby sprawdził się socjalizm!

Kolejną ciekawostką zawartą we wspomnianym Komentarzu jest dość oryginalne określenie celu inwestowania w smart grid. Mówi

o tym następujące zdanie, mające uzasadniać nie tylko cel, ale i fakt, że smart grid jest inwestycją opłacalną: „Realizacja inwestycji w sieć

inteligentną, zorientowaną przede wszystkim na adaptację generacji rozproszonej i rozsianej 2), opartej na lokalnych zasobach energii

pierwotnej, w znacznym stopniu odnawialnych, pozwala na ograniczenie inwestycji realizowanych przez korporacje energetyczne do po-

ziomu rzędu 80 mld PLN, pozostawiając „lukę” wynoszącą odpowiednio 40 mld PLN (lub 70-120 mld PLN, jeśli w rachunku uwzględniać

wielkoskalową energetykę jądrową), która w części powinna być przeznaczona na inwestycje rozproszone, realizowane przez poszcze-

gólnych prosumentów, w części stanowić może prostą oszczędność w kosztach zaopatrzenia gospodarki w energię.”

Według innych definicji integracja sieci elektroenergetycznych z sieciami IT ma na celu poprawę efektywności energetycznej, aktywizację odbiorców, poprawę konkurencji, zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego i także łatwiejsze przyłączanie odnawial-nych źródeł energii. Sprawa tak zwanej aktywizacji odbiorców jest chyba najbardziej atrakcyjnym celem, nie dlatego, że przypomina dawniej stosowaną aktywizację odbiorców za pomocą ogłaszanych stopni ograniczeń, ale chyba ma również za zadanie przygotować do spodziewanych deficytów energii i przestraszyć nimi. Oczywiście dostawcy zdają sobie sprawę, że tak wyczekiwane werbalnie znaczne ograniczenie zużycia energii elektrycznej przez odbiorców w wyniku ich „aktywizacji” spowoduje znaczące zmniejszenie wyników finansowych firm energetycznych, o ile oczywiście nie zostanie to zrekompensowane stosownymi podwyżkami cen energii.

We wspomnianych doniesieniach na temat smart grid prawie nic się nie mówi o jeszcze innym aspekcie wprowadzenia tak zwanych inteligentnych liczników energii elektrycznej, a mianowicie o możliwości naruszenia gwarantowanego konstytucyjnie prawa do ochrony życia prywatnego oraz autonomii informacyjnej odbiorców energii elektrycznej.

Wydaje się oczywiste, że dane pomiarowe przekazywane przez inteligentne liczniki umożliwiać będą nie tylko ustalenie całkowitego

zużycia energii elektrycznej, ale także rozkład czasowy tego zużycia z uwzględnieniem zapadów wynikających z dłuższych nieobecno-ści w domu, podczas na przykład urlopów. Takie dane pomiarowe uznać więc można za dane osobowe, jako że na ich podstawie, przy jednoczesnym wykorzystaniu nazwiska odbiorcy, strony umowy o dostawę energii, można określić wiele informacji dotyczą-cych konkretnej osoby. Dotychczasowe projekty aktów prawnych nie rozwiązują tych problemów w sposób wystarczający. Świad-czą o tym między innymi wystąpienia przedstawicieli GIODO w tej sprawie.

Na zakończenie warto wspomnieć o zawartym w Komentarzu zapewnieniu, że wbrew krążącym plotkom i pomówieniom, przesłanki wprowadzenia w Polsce inteligentnych sieci są „suwerenne” względem zaleceń Unii Europejskiej i można sądzić, że je wyprzedzają. Jednym słowem UE „tańczy tak, jak my jej zagramy”!

Tomasz E. Kołakowski

1) Komentarz do publikacji K. Łabinowicz i Z. Parczewskiego pt.: „Sieci inteligentne w Polsce - opłacalne czy nie? (Perspektywa odbiorcy energii)”, opubli-kowanego na www.cire.pl w dniu 5.02.2013.

2) Istotą rozproszenia generacji jest jej usytuowanie w stosunku do sieci i jej pozostałych odbiorców. Termin rozproszenie oznacza bowiem, że źródło może znaleźć się w rozdzielni hipermarketu, węźle cieplnym obiektu, miejskiej kotłowni czy w piwnicy jednorodzinnego domku. Zawsze jest to lokalizacja, do której infrastruktura sieci elektroenergetycznej nie jest projektowo przygotowana. Generacja rozsiana z kolei charakteryzuje się tym, że układ technolo-giczny zasila w ciepło, chłód i energię elektryczną odbiorców i nie jest przyłączony do systemu elektroenergetycznego. Nie korzysta zatem z promocji dla układów technologicznych (świadectw pochodzenia energii). (przypis TEK)

Zygmunt Artwik, Henryk Anglart, Krzysztof Badyda, Jerzy Barglik, Tadeusz Chmielniak, Bogumił Dudek, Herbert Leopold Gabryś, Jan Górzyński, Mieczyslaw Kaczmarek, Waldemar Kamrat, Andrzej Kowalski, Joachim Kozioł, Roman Kuczkowski, Dariusz Lubera, Henryk Majchrzak, Tadeusz Malinowski, Jacek Malko, Ryszard Migdalski, Piotr Molski, Józef Paska, Marian Pasko, Maciej Pawlik, Jan Popczyk, Aleksandra Rakowska, Adam Smolik, Klemens Ścierski (przewodniczący Rady), Josef Tlusty, Jerzy Trzeszczyński (zastępca przewodniczącego Rady), Lucjan Twardy, Henryk Tymowski, Andrzej Ziębik

Rada Naukowa

Drukarnia Archidiecezjalna, ul. Wita Stwosza 11, 40-952 Katowice, tel.: 32 251 38 80, fax: 32 251 65 55Nakład: do 2000 egzemplarzy

Redakcja nie ponosi odpowiedzialności za treść ogłoszeń, reklam i artykułów sponsorowanych. Nie zwraca materiałów niezamówionych oraz zastrzega sobie prawo redagowania i skracania tekstów oraz zamieszczania streszczeń na internetowej witrynie www.energetyka.euOpinie zawarte w materiałach nie muszą być podzielane przez Redakcję.

Barbara Cieszewska, Fryderyk Czudejko, Jerzy Dobosiewicz, Ludwik Pinko, Edward Ziaja

ul. Henryka Jordana 25, 40-056 Katowice, tel.: 32 257 87 85, 32 257 87 86, tel./fax: 32 251 62 09 e-mail: [email protected] www.e-energetyka.pl / www.energetyka.eu

Oficyna Wydawnicza Energia, COSiW SEP, ul. Henryka Jordana 25, 40-056 Katowice

Redaktor Naczelny Tomasz Eugeniusz Kołakowski

Zastępca Redaktora NaczelnegoSekretarz Redakcji

Iwona Gajdowa

Redaktor językowy Jacek Dubrawski

Bogumił Dudek, Maksymilian PrzygrodzkiRedaktorzy tematyczni

Redaktor statystyczny Marek Karnowski

Adres redakcji

Wydawca

Druk

Współpracują z redakcją

Iwona Gajdowa

Klaudia Piekarska

Elżbieta Wilk

Korekta

Redaktor techniczny

Administracja i księgowość

Informacja o wersji pierwotnej Wersją pierwotną czasopisma jest wydanie papierowe. Czasopismo jest dostępne również na stronie internetowej www.energetyka.eu Czasopismo jest indeksowane w: – bazie danych o zawartości polskich czasopism technicznych BazTech http://baztech.icm.edu.pl/ (poz.153) – międzynarodowej bazie bibliograficzno-abstraktowej INSPEC – bazie czasopism naukowych IC Journal Master List (Index Copernicus) http://journals.indexcopernicus.com/

Czasopismo dotowane przez Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa Wyższego.

ProBLeMY energetYKi i gosPoDarKi PaLiWoWo-energetYcznejPoWer engineering

MiesiĘczniK stoWarzYszenia eLeKtrYKÓW PoLsKicHassociation of PoLisH eLectricaL engineers MontHLY

SPIS TREŚCI

Postrzeganie teraźniejszości

VI na marginesie wprowadzania inteligentnych sieci i takiż pomiarów

215Jacek WańkoWIcz, Mariusz krupa44. sesja generalna cigre 2012. Działalność cigre i PKWse

218aleksander zIELoNka, Dariusz GurazDoWSkI, arkadiusz BIErNackI elektryczne maszyny wirujące - Komitet studiów a1

222paweł WarczYńSkI, Marceli kaŹMIErSkItransformatory - Komitet studiów a2

228Sławomir SaMEkaparatura wysokonapięciowa - Komitet studiów a3

236Sławomir NoSkEKable - Komitet studiów B1

241piotr WoJcIEcHoWSkILinie napowietrzne - Komitet studiów B2

245piotr MańSkIstacje elektroenergetyczne - Komitet studiów B3

249Michał koSMEckIUkłady prądu stałego wysokiego napięcia i urządzeń energoelektronicznych - Komitet studiów B4

256piotr kacEJkoautomatyka i zabezpieczenia - Komitet studiów B5

260Wojciech LuBIckI, Łukasz cIŚPlanowanie struktury systemu elektroenergetycznego i zarządzanie majątkiem sieciowym w obliczu dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii - Komitet studiów c1

270krzysztof MaDaJEWSkIsterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego - Komitet studiów c2

275anna STaNkoWSka Wpływ systemu elektroenergetycznego na środowisko - Komitet studiów c3

279Maksymilian przYGroDzkI zagadnienia techniczne systemu elektroenergetycznego - Komitet studiów c4

285Grzegorz ToMaSIkrynki energii elektrycznej i regulacja - Komitet studiów c5

290krzysztof SIoDŁaMateriały i nowoczesne techniki badawcze - Komitet studiów D1

295Tomasz SzuDEJkosystemy informatyczne i telekomunikacja - Komitet studiów D2

301Mariusz krupatematy wskazane 45. sesji generalnej cigre 2014

305Mariusz krupagrupy robocze w cigre (stan na luty 2013 r.)

energetyKa i PrzePisy PraWne

313Tomasz GaWarEckIWstrzymanie dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła przez przedsiębiorstwo energetyczne

315konrad SzYBaLSkIKto zarobi na nowej ustawie o odnawialnych źródłach energii? (na marginesie projektów tzw. trójpaku)

STRESZCZENIA SUMMARY

ogÓLnoPoLsKi MiesiĘczniK naUKoWo-tecHnicznY stoWarzYszenia eLeKtrYKÓW PoLsKicH

Czasopismo istnieje od 1947 roku. Jest poświęcone proble-mom wytwarzania, przesyłania, rozdzielania i użytkowania energii elektrycznej i cieplnej, budowy elektrowni, elektrocie-płowni i linii elektroenergetycznych, komputeryzacji systemu elektroenergetycznego i restrukturyzacji elektroenergetyki. Zostało odznaczone złotymi odznakami: Honorową SEP, „Zasłużony dla energetyki” oraz Medalem SEP im. Profesora Stanisława Fryzego.

The magazine exists since 1947. It is devoted to problems of electric and heat energy generation, transmission, distribution and utilisation. It presents problems of construction of power station, CHP station and electric power lines as well as com-puterisation of the electric power system and restructuring the electric power industry. It has been awarded with following golden awards: SEP Award of Merit, Merit Award for Power In-dustry Workers and Professor Stanisław Fryze Medal of SEP.

Marzec 2013 nr 3 (705)

Aleksander ZIELONKA, Dariusz GURAZDOWSKI, Arkadiusz BIERNACKI Elektryczne maszyny wirujące - Komitet Studiów A1Energetyka 2013, nr 3, s. 218W artykule omówiono obrady i dyskusje w Komitecie Studiów A1 CI-GRE. Wspomniano o trzech grupach zagadnień. 1 - Rozwój konstrukcji maszyn elektrycznych i doświadczenia serwisowe (poprawa i rozwój konstrukcji, wytwarzania, mocy, sprawności, izolacji, chłodzenia, uło-żyskowania, działania i utrzymania ruchu; analiza wpływu wymagań klienta i operatorów sieci na konstrukcję i koszty maszyny; ocena wpły-wu skrętnych elektromagnetycznych sił oscylacyjnych na wytrzymałość zmęczeniową wału wirnika). 2 - Zarządzanie finansowe maszynami elektrycznymi, jako środkami trwałymi (retrofity, modernizacje, podnie-sienie mocy, wzrost sprawności – analiza ekonomiczna możliwych roz-wiązań; ocena stanu technicznego na podstawie oceny ryzyka dalszego utrzymania w ruchu; metody przewidywania czasu życia eksploatowa-nych maszyn). 3 - Maszyny elektryczne generacji rozproszonej (rozwój konstrukcji o wyższej sprawności, lepszych osiągach i operacyjności oraz utrzymania w ruchu; kontrola, monitoring i diagnostyka, nowe tren-dy). Omówiono także zastosowanie nanotechnologii w systemie izola-cyjnym turbogeneratora.Słowa kluczowe: maszyny wirujące, konstrukcje i doświadczenia eks-ploatacyjne, nanotechnologie

Paweł WARCZYŃSKI, Marceli KAŹMIERSKITransformatory - Komitet Studiów A2Energetyka 2013, nr 3, s. 222Omówiono artykuły i referaty poświęcone problemom transformatorów podczas spotkania Komitetu Studiów A2. W szczególności sprawy: dia-gnostyki i monitoringu transformatorów (rejestracja spektrum wibroaku-stycznego przełączników zaczepów pod obciążeniem, monitoring on-line izolatorów przepustowych, inteligentny algorytm oceny stanu technicznego transformatora, zaawansowane analizy statystyczne, monitoring on-line podstawowych parametrów technicznych transformatora, stopień polime-ryzacji, jako nowy wskaźnik stopnia zużycia izolacji papierowej w eksplo-atacji, doświadczenia z eksploatacji systemów monitoringu), alternatywne płyny elektroizolacyjne (estry charakteryzujące się biodegradowalnością, trudnopalnością oraz możliwością wytwarzania z odnawialnych źródeł).Słowa kluczowe: transformatory energetyczne, diagnostyka i monito-ring transformatorów, alternatywne płyny elektroizolacyjne

Sławomir SAMEKAparatura wysokonapięciowa - Komitet Studiów A3Energetyka 2013, nr 3, s. 228W artykule omówiono podstawowe problemy, jakie dominowały podczas posiedzenia Komitetu Studiów A3 poświęconego aparaturze wysokona-

Aleksander ZIELONKA, Dariusz GURAZDOWSKI, Arkadiusz BIERNACKI Rotating Electrical Machines - Study Committee A1Energetyka 2013, nr 3, p. 218Discussed are debates and discussions held during the meeting of the Study Committee A1 CIGRE. Mentioned are three groups of problems: 1 – development of electric machines construction and service experience (improvement and development of constructions, production, power, effi-ciency, insulation, cooling, bearing, operational and maintenance manage-ment; analysis of the influence of client and grid operator requirements on construction and price of a machine; assessment of the influence of the torsional oscillating electromagnetic forces on the fatigue strength of a ro-tor shaft), 2 – financial management of electrical machines as the capital assets (retrofits, modernizations, power upgrading, efficiency increase – economic analysis of possible solutions; technical condition assessment on the basis of further keeping in operation risk evaluation; methods of the machine remaining useful life prediction, 3 – electric machines for distrib-uted generation (development of constructions of higher efficiency, better performance, operationality and operational maintenance; control, moni-toring and diagnostics, new trends). Discussed is also the application of nanotechnology in a turbogenerator insulation system. Keywords: rotating machines, constructions and operational experience, nanotechnologies

Paweł WARCZYŃSKI, Marceli KAŹMIERSKITransformers - Study Committee A2Energetyka 2013, nr 3, p. 222Discussed are articles and papers dedicated to transformer problems during the meeting of the Study Committee A2. There are in particular: transformer diagnostics and monitoring (recording of an on-load tap changer vibroacoustic spectrum, on-line monitoring of bushings, intel-ligent algorithm of a transformer technical condition assessment, ad-vanced statistical analyses, on-line monitoring of a transformer basic technical parameters, degree of polymerization as a new factor of a paper insulation wear-out during operation, experience from monitoring systems operation), alternative electroinsulating liquids (esters characterized by biodegradability, low burnability and possibility of production from renew-able sources).Keywords: power transformers, diagnostics and monitoring of trans-formers, alternative electroinsulating liquids

Sławomir SAMEKHigh Voltage Equipment - Study Committee A3Energetyka 2013, nr 3, p. 228Discussed are basic problems which dominated during the sitting of the Study Committee A3 dedicated to high voltage equipment. They


pięciowej. Podzielono je na trzy grupy. 1 - Aparatura wysokiego napię-cia wspomagająca rozwój systemu elektroenergetycznego (ultrawysokie napięcia prądu przemiennego, konstruowanie i testowanie aparatury dla systemów ultrawysokich napięć prądu stałego, rola i znaczenie we-wnętrznej inteligencji aparatury wysokiego napięcia, wpływ na aparaturę wysokiego napięcia zmian w projektowaniu i prowadzeniu ruchu systemu elektroenergetycznego prądu przemiennego). 2 - Niezawodność i czas życia aparatury wysokiego napięcia (trendy i doświadczenia w zakre-sie niezawodności aparatury wysokiego napięcia, określanie czasu ży-cia aparatury wysokiego napięcia i zarządzanie tym czasem, znaczenie monitorowania stanu aparatury wysokiego napięcia). 3 - wpływ na apa-raturę wysokiego napięcia zmian w projektowaniu i prowadzeniu ruchu systemu elektroenergetycznego prądu przemiennego (minimalizowanie oddziaływania na środowisko naturalne, projektowanie i testowanie apa-ratury wysokiego napięcia dla warunków ekstremalnych - temperatura, trzęsienia ziemi, zanieczyszczenia, aparatura dla warunków morskich). Podsumowując przegląd rozwiązań stwierdzono jednak, że jeszcze wiele czasu upłynie zanim wejdziemy w obszar pełnego i powtarzalnego wyko-rzystywania nowej wiedzy w postaci nowej generacji aparatury, bowiem niemal każdy omawiany artykuł kończy się stwierdzeniem, iż potrzebne są dalsze rozważania i badania, które ostatecznie potwierdzą wartość i skuteczność w zastosowaniu proponowanych rozwiązań.Słowa kluczowe: łączeniowa aparatura wysokonapięciowa, izolacja kompozytowa aparatury, niezawodność i czas życia aparatury, ochrona środowiska

Sławomir NOSKEKable - Komitet Studiów B1Energetyka 2013, nr 3, s. 236W artykule omówiono publikacje, jakie zostały przedstawione w Komite-cie Studiów CIGRE B1. Dotyczyły one teorii, projektowania, wdrażania, produkcji, instalacji, badań, eksploatacji i konserwacji oraz technik dia-gnostycznych dla AC i DC sieci kablowych. Tematami wiodącymi były: projektowanie, techniki montażu i eksploatacji oraz zagadnienia związane z kablowymi liniami długimi, obliczenia statyczne i dynamiczne, badania kwalifikacyjne, badania typu, badania wyrobu, próby odbiorcze linii, za-stosowanie diagnostyki linii kablowych oraz trendy w obszarze monitoro-wania linii kablowych i osprzętu kablowego, przyszłe poziomy napięć AC i DC w sieci kablowych, konwersja linii kablowych AC do pracy w sieci HVDC, nowe funkcje oczekiwane od sieci kablowych. Omówiono mię-dzy innymi problemy związane z: kablem morskim zastosowanym w linii kablowej łączącej Sardynię z kontynentem Włoch, metody zmniejszenia poziomów pól magnetycznych w sieci kablowej 220 kV w obszarze Bu-enos Aires, budowy linii kablowych w Meksyku i Japonii. Przedstawiono perspektywy kabli wykorzystujących zjawisko nadprzewodnictwa. Słowa kluczowe: kable elektryczne wysokiego napięcia, budowa i eks-ploatacja kabli najwyższych napięć, wykorzystanie nadprzewodnictwa w liniach kablowych

Piotr WOJCIECHOWSKILinie napowietrzne - Komitet Studiów B2Energetyka 2013, nr 3, s. 214W artykule omówiono problematykę poruszoną w referatach Komitetu Studiów B2 poświęconego tematyce elektrycznych linii napowietrznych. Składały się na nią takie tematy, jak: optymalizacja przesyłu pod kątem elektrycznym m.in. z użyciem przewodów nowego typu (HTLS – prze-wody o małych zwisach), przebudowa linii prądu przemiennego na linie prądu stałego i budowa linii prądu stałego, monitorowanie linii istnie-jących, dzielenie prawa drogi z dostawcami innych mediów lub usług; operacyjne zbieranie danych niezbędnych do zarządzania majątkiem sieciowym, narzędzia diagnostyczne i metody pozwalające na określenie niezawodności i pozostałej eksploatacyjnej długości życia poszczegól-nych elementów linii, zachowanie linii pod wpływem obciążeń dynamicz-nych, praca linii w warunkach obciążeń sejsmicznych i nadzwyczajnych zjawisk pogodowych; praca na liniach, użycie robotów, użycie systemów informatycznych, analiza kosztów, skuteczność różnych metod i strategii, przykłady modernizowanych linii.Słowa kluczowe: elektryczne linie napowietrzne, przewody HTLS, moder-nizacja linii

Piotr MAŃSKIStacje elektroenergetyczne - Komitet Studiów B3Energetyka 2013, nr 3, s. 245W artykule omówiono zasadnicze tezy referatów dotyczących problema-tyki stacji elektroenergetycznych przedstawionych w Komitecie Studiów

are divided into three groups: 1 – high voltage equipment supporting development of a power system (ultra-high-voltages AC, construction and testing of the equipment for ultra-high-voltages DC, the character and importance of the high voltage equipment internal intelligence, influence of changes in designing and running the AC power system on the high voltage equipment); 2 – reliability and the high voltage equipment life-time (trends and experience in the field of high volt-age equipment reliability, determination of the high voltage equipment life-time and the time management, importance of monitoring of the high voltage equipment technical condition); 3 - influence of changes in designing and running the AC power system on the high voltage equipment (reduction of influence on natural environment, designing and testing of high voltage equipment for the work in extreme condi-tions – temperature, earthquakes, pollution, sea conditions). However, summing up the review of solutions, it is ascertained that much time will still pass by before we can enter the area of a full and repeat-able utilization of a new knowledge in the form of a new generation of equipment, because almost every discussed article ends with the statement that further considerations and research are needed, what would finally confirm the importance and effectiveness in application of the proposed solutions. Keywords: high voltage equipment, composite insulation of equip-ment, reliability and the life-time of equipment, environmental protec-tion

Sławomir NOSKEInsulated Cables - Study Committee B1Energetyka 2013, nr 3, p. 236Discussed are publications that were presented in the meeting of the Study Committee B1 CIGRE. They refer to the theory, designing, im-plementation, production, installation, research, operation and mainte-nance as well as to diagnostic technologies for the AC and DC cable network. The leading subjects are: designing, assembly and operation technologies and problems connected with long cable lines, static and dynamic calculations, performance tests, type tests, product tests, line acceptance tests, application of cable line diagnostics as well as trends in the field of monitoring of cable lines and cable accessories, future AC and DC voltage levels in cable lines, conversion of AC cable lines to the work in HVDC network, new functions expected by the cable line users. Discussed are, amongst the others, problems connected with: the sea cable applied in cable line connecting Sardinia with continental Italy, methods of reduction of magnetic field levels in the 200 kV cable line in the area of Buenos Aires, cable lines construction in Mexico and Japan. Presented are future prospects of cables utilizing the effect of superconductivity.Keywords: high voltage electric cables, construction and operation of ul-tra high voltage cables, utilization of superconductivity effect in cable lines

Piotr WOJCIECHOWSKIOverhead Lines - Study Committee B2Energetyka 2013, nr 3, p. 214Presented are problems mentioned in papers of Study Committee B2 dedicated to electric overhead lines. The problems are as follows: opti-mization of transmission (from the electric point of view) i.a. with the use of new HTLS (High Temperature Low Sag) type cables, conversion of AC to DC lines, construction of DC lines, monitoring of the already existing lines, sharing of way easement with providers of other media or services, operational collecting of data necessary to administer the electric network property, diagnostic tools and methods allowing determination of reliabil-ity and the rest of the operational life-time of individual line elements, power line behaviour under the influence of dynamic loads, the work of a line in conditions of seismic loads and extraordinary weather phenomena, overhead line works, application of robots, information systems applica-tion, costs analysis, efficiency of various methods and strategies, exam-ples of modernized lines.Keywords: electrical overhead lines, HTLS cables, line moderniza-tion

Piotr MAŃSKISubstations - Study Committee B3Energetyka 2013, nr 3, p. 245Discussed are basic theses of papers concerning substation problems and presented during the meeting of the Study Committee B3. They


B3. Dotyczyła ona dwóch zagadnień: postępu w technologiach wykorzy-stywanych w stacjach elektroenergetycznych oraz doświadczeń w zarzą-dzaniu stacjami. Zaprezentowano włoską mobilną stację kompaktową do szybkiej instalacji na napięcia od 145 do 170 kV. Poruszono także problem implementacji i wykorzystania IEC 61850 wynikający z niejed-noznacznej jej oceny. W obszarze zarządzania stacjami zaprezentowano kompleksowy system monitorowania stacji i jej urządzeń zastosowany przez operatora rumuńskiego. Ponadto zaprezentowano doświadczenia związane z działaniami na stacjach, mającymi na celu ich polepszenie po-przez modyfikacje pracujących elementów, ich wymianę lub zmianę całe-go układu. Poruszono również kwestie bezpieczeństwa pracy na dwóch sąsiadujących stacjach związane ze skutecznością ochrony odgromowej i systemem uziemienia stacji.Słowa kluczowe: stacje elektroenergetyczne, stacje do mobilnego prze-wozu i szybkiej instalacji, zarządzanie stacjami

Michał KOSMECKIUkłady prądu stałego wysokiego napięcia i urządzeń energoelek-tronicznych - Komitet Studiów B4Energetyka 2013, nr 3, s. 249Opisano 25 referatów dotyczących układów przesyłowych prądu stałego (HVDC – High Voltage Direct Current) oraz układów typu FACTS (Fle-xible AC Transmission Systems). Zostały one podzielone na trzy grupy: projekty i instalacje HVDC i FACTS, rozwój technologii HVDC i FACTS, zastosowanie technologii HVDC oraz FACTS. Opisane zostały moderni-zacje i nowe projekty w Hiszpanii i Francji, Kanadzie, Norwegii i Szwecji, Szwecji i Finlandii. Omówiono także raport poświęcony niezawodności 35 połączeń na świecie (z wyjątkiem Chin). Przedstawiono kierunki roz-woju technologii UHVDC, tj. układów prądu stałego bardzo wysokiego napięcia. W 2010 roku uruchomiono w Chinach łącze Xiangjiaba-Shan-ghai o (wciąż rekordowym) napięciu ±800 kV, które dowiodło, że praca z tak wysokim napięciem jest możliwa i opłacalna. W 2012 roku mówi się już o napięciu ±1100 kV, które ma być odpowiedzią na rosnące potrzeby przesyłu energii w Chinach. Omówiono także sposób przeprowadzania analiz symulacyjnych regulacji napięcia (i mocy) oraz działania zabezpie-czeń w sieciach DC.Słowa kluczowe: układy przesyłowe prądu stałego (HVDC), technologia UHVDC, regulacja napięcia i mocy w sieciach DC

Piotr KACEJKOAutomatyka i zabezpieczenia - Komitet Studiów B5Energetyka 2013, nr 3, s. 256W artykule omówiono referaty dotyczące dwóch podstawowych grup za-gadnień: wpływ elementów sieci elektroenergetycznych przewidywanych w przyszłości na problemy koordynacji zabezpieczeń oraz wykorzystanie i zastosowanie zdalnego dostępu do układów zabezpieczeń i automaty-ki (zastosowanie synchrofazorów i techniki PMUs - Phasor Measurment Units - w systemie elektroenergetycznym obejmuje już nie tylko szeroko omawianą ocenę stabilności, ale także tworzenie obszarowych - Wide Area - systemów zabezpieczeń WAP oraz systemów sterowania WACS). Zwrócono uwagę, że fakt rozwoju energetyki rozproszonej wpływa na nowe zadania i uwarunkowania pracy układów EAZ, a także, że operato-rzy sieci przewidują decentralizację i automatyzację systemów regulacji napięcia, wprowadzenie zarządzania przeciążeniami linii i sankcjonowa-nie pracy wyspowej. Przewiduje się, że rozwiązaniem docelowym będzie zastosowanie standardu IEC 61850, który pozwala na opisanie działania i współpracy urządzeń pracujących zarówno w sieciach najwyższych na-pięć, w sieciach rozdzielczych średniego napięcia, jak również w sieciach niskiego napięcia. Przewiduje się także w coraz większym stopniu wy-korzystanie i zastosowanie zdalnego dostępu do układów zabezpieczeń i automatyki. Słowa kluczowe: koordynacja zabezpieczeń i układów automatyki, za-stosowanie synchrofazorów, zastosowanie standardu IEC 61850, zdalny dostęp do układów zabezpieczeń i automatyki

Wojciech LUBICKI, Łukasz CIŚPlanowanie struktury systemu elektroenergetycznego i zarządza-nie majątkiem sieciowym w obliczu dynamicznego rozwoju odna-wialnych źródeł energii - Komitet Studiów C1Energetyka 2013, nr 3, s. 260W artykule omówiono wpływ na planowanie struktury systemu elektro-energetycznego wprowadzenia do systemu źródeł wykorzystujących odnawialne źródła energii. Zwrócono uwagę, że dotychczas stosowane symulatory i programy nie obejmują całości zagadnienia, a jedynie roz-

refer mainly to two questions: development of technologies applied in substations and experience in substation management. Presented is an Italian mobile compact quick assembly substation dedicated for 145-170 kV voltages. Mentioned is also the problem of implementation and application of the standard IEC 61850 resulting from its ambigu-ous assessment. In the field of substation management presented is a complex monitoring system of such substations and their equipment applied by a Romanian operator. Moreover, presented is an experi-ence connected with activities carried on substations and having in aim their improvement by modification of the working elements, their replacement or even the change of the whole system. Mentioned are also the working safety questions concerning two neighbouring sub-stations and connected with the efficiency of lightning protection and substation earthing system.Keywords: substations, mobile and quick assembly substations, substa-tion management

Michał KOSMECKIHigh Voltage Direct Current and Power Electronics - Study Com-mittee B4Energetyka 2013, nr 3, p. 249Described are 25 papers referring to DC transmission systems (HVDC – High Voltage Direct Current) and systems of FACTS (Flexible AC Trans-mission Systems) type. They are divided into three groups: HVDC and FACTS projects and installations, development of HVDC and FACTS technologies and HVDC and FACTS technology application. Presented are modernizations and new projects in Spain and France, Canada, Nor-way and Sweden, Sweden and Finland. Discussed is also a report dedi-cated to reliability of 35 interconnections in the world (except China). Pre-sented are development directions of UHVDC technologies i.e. systems of ultra high voltages. In 2010, an interconnection Xiangjiaba-Shanghai (China), of a still record-breaking ±800 kV, was set up proving that a work with such a high voltage is possible and profitable. In 2012, the special-ists talk already about the voltage of ±1100 kV that is to be an answer to the growing energy transmission needs in China. Discussed is also the method of carrying out simulation analyses of voltage (and power) control and of the protection equipment operation in DC networks. Keywords: DC transmission systems (HVDC), UHVDC technology, volt-age and power control in DC netoworks

Piotr KACEJKOProtection and Automation - Study Committee B5Energetyka 2013, nr 3, p. 256Discussed are papers concerning two basic groups of problems: influ-ence of the future power lines elements on the problems connected with protection coordination as well as the use and application of remote access to protection and automation systems (application of synchro-phasors and PMUs -Phasor Measurement Units- in a power system comprises not only the widely discussed stability assessment but also creation of wide area protection systems WAP and control systems WACS). Attention is called to the fact that development of distributed power generation influences new tasks and conditionings of power sys-tems protection work and also that network operators expect decen-tralization and automation of voltage control systems, implementation of line overload management and legitimization of islanding. It is expected, that the target solution will be the application of IEC standard 61850 which enables description of operation and cooperation of appliances working in ultra high voltage networks, medium voltage distribution net-works and also in low voltage grids. Expected is also, in the higher and higher degree, making use and application of remote access to protec-tion and automation systems. Keywords: coordination of protection and automation systems, synchro-phasor application, standard IEC 61850 application, remote access to protection and automation systems

Wojciech LUBICKI, Łukasz CIŚPlanning of a Power System Structure and Management of Net-work Property in the face of Dynamic Development of Renewable Energy Sources – Study Committee C1 CIGREEnergetyka 2013, nr 3, p. 260Described is the influence of power generation companies utilizing renew-able energy sources implementation to a power system, on the power system structure planning. Attention is called to the fact that the so far used simulators and programs do not comprise the whole of the prob-


wiązania cząstkowe. Przedstawiono sposoby przyłączania do systemu wielkich farm wiatrowych (Korea Płd., Dania, Norwegia, Szwecja, Holan-dia, USA). Omówiono wprowadzone do planowania systemu kryterium (n-1) -1. Stwierdzono, że nie pojawiły się zupełnie nowe metodyki w za-kresie planowania rozwoju systemu przesyłowego. Standardem stało się podejście dwufazowe w procesie planistycznym. W pierwszej fazie wy-korzystywane są symulatory rynku do określenia potencjalnego zestawu generacji, przy uwzględnieniu szerokiego wachlarza uwarunkowań (tech-nicznych, makro- i mikroekonomicznych, pogodowych, etc.). W drugiej fazie, na podstawie wyników pierwszej, wykonywane są różnego typu analizy: techniczne, techniczno-ekonomiczne, oceny ryzyka. Uzyskiwane wyniki poddawane są różnym kryteriom decyzyjnym. Wskazano także, że drugim niezwykle istotnym zagadnieniem, szczególnie w dobie rece-sji gospodarczej, jest optymalizacja wykorzystania istniejącego majątku sieciowego oraz metody jego odtworzenia (niekoniecznie o tych samych parametrach). Słowa kluczowe: systemy elektroenergetyczne, planowanie rozwoju, zarządzanie majątkiem sieciowym

Krzysztof MADAJEWSKISterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego - Komitet Studiów C2Energetyka 2013, nr 3, s. 270W artykule omówiono referaty dotyczące: metod przezwyciężenia proble-mów ruchowych powodowanych kombinacją źródeł charakteryzujących się wahaniami mocy oraz zmianami po stronie obciążeń (perspektywa operatora sieci przesyłowej – OSP, bilansowanie systemu dzień przed i w dniu bieżącym, zmniejszona inercja systemu, zarządzanie ograni-czeniami, regulacja napięcia, skoordynowana regulacja przesuwników fazowych) oraz metod poprawy ogólnych informacji o stanie połączonych systemów i koordynacji działań operatorów systemów przesyłowych (wy-miana informacji pomiędzy OSP w połączonych systemach z kilkoma centrami sterowania, skoordynowane działania naprawcze, przetwarza-nie informacji, systemy wspomagania decyzji, techniki wizualizacji). Słowa kluczowe: systemy elektroenergetyczne, wpływ kombinacji źró-deł, wahania mocy generowanej

Anna STANKOWSKA Wpływ systemu elektroenergetycznego na środowisko - Komitet Studiów C3Energetyka 2013, nr 3, s. 275Omówiono referaty dotyczące dwóch zagadnień: publicznej akceptacji in-frastruktury elektroenergetycznej (doświadczenia w komunikacji, zaanga-żowanie właścicieli nieruchomości oraz wzrost świadomości publicznej, wymagania legislacyjne, wytyczne oraz rola władz i operatorów, metody oraz doświadczenia w zakresie uwzględniania wymagań właścicieli nie-ruchomości przy planowaniu i pracy infrastruktury elektroenergetycznej) oraz odpowiedzi na pytanie: jak „zielone” są przyszłościowe systemy elektroenergetyczne (metodologia służąca ocenie oddziaływania na śro-dowisko oraz osiągnięcia w zakresie innowacyjności struktury i koncepcji sieci elektroenergetycznej, przeciwstawianie się zmianom klimatu, im-plikacje środowiskowe wpływające na zwiększenie wydajności systemu energetycznego poprzez tworzenie nowych sieci wysokich napięć oraz integracje źródeł energii na poziomie sieci dystrybucyjnych, doświadcze-nia w ocenie jakościowej, szacowania ilościowego oraz benchmarkingu).Słowa kluczowe: zmiany środowiskowe, systemy elektroenergetyczne, społeczna akceptacja infrastruktury energetycznej

Maksymilian PRZYGRODZKI Zagadnienia techniczne systemu elektroenergetycznego - Komitet Studiów C4Energetyka 2013, nr 3, s. 279Omówiono problemy, jakimi zajmowano się w Komitecie Studiów C5, a więc kwestie dotyczące warunków i parametrów pracy systemu elektroenergetycz-nego w stanach ustalonych i nieustalonych. Wśród prezentowanych metod i narzędzi analitycznych poruszane były również bieżące zagadnienia oddzia-ływania nowych technologii, począwszy od układów przesyłowych, dystrybu-cyjnych, a skończywszy na technologiach rozproszonych. Rozważane proble-my skupiają się wokół interakcji pomiędzy systemem elektroenergetycznym a podsystemami i urządzeniami, a także przypadkami narażeń na oddziały-wania zewnętrzne. Problemy te są często wspólne dla operatorów systemów, nie tylko w Europie, ale również w państwach pozaeuropejskich. Ciągły rozwój urządzeń, instalacji i technologii wytwórczych wyznacza nowe potrzeby i wy-zwania dla przyszłych struktur systemów elektroenergetycznych. Prezentowa-ne treści są wyznacznikiem przyszłych kierunków badań.

lem but only partial solutions. Presented are methods of big wind farms (in South Korea, Denmark, Norway, Sweden, Holland and USA) connect-ing to the power system. Discussed is the criterion (n-1) -1 implemented to the system planning. Expressed is that there have not appeared any new methodologies in the field of transmission system development plan-ning. A two-stage approach in the planning process became a standard. In the first stage, market simulators for the determination of a potential generation set, taking under consideration the whole range of condition-ings (technical, macro- and microeconomic, weather and so on), are used. In the second stage, on the basis of results obtained from the first stage, various analyses like technical, technical and economic ones or of the risk estimation are carried out. The now obtained results are subject to various decision criteria. Indicated is also that the second very essential problem, especially in the times of economic recession, is optimization of the existing network property utilization and methods of its restoration (not necessarily of the same parameters).Keywords: power systems, development planning, network property management

Krzysztof MADAJEWSKISystem Operation and Control - Study Committee C2Energetyka 2013, nr 3, p. 270Discussed are papers referring to: methods to overcome operational problems caused by the combination of sources characterized by power fluctuations and changes on the loading side (TNO -Transmission Net-work Operator- perspective, system balancing on the previous and the present days, reduced system inertia, constraints management, volt-age control, coordinated control of phase shifters) as well as methods to improve general information on interconnected systems condition and coordination of TNOs activities (information exchange between TNOs in interconnected systems with several control centers, coordinated repair operations, information processing, decision support systems, visualiza-tion technologies).Keywords: power systems, influence of source combination, output power fluctuations

Anna STANKOWSKA System Environmental Performance - Study Committee C3Energetyka 2013, nr 3, p. 275Discussed are papers concerning two problems: public acceptance of energy infrastructure (experience in communication, involvement in the problem from the side of real estate proprietors as well as the raising of public consciousness, legislative requirements, directives and the role of authorities and operators, methods and experience in the range of meet-ing propietors’ demands during planning and operation of energy infra-structure) and an answer to the question: to what extent are “green” the future power systems? (methodology serving the assessment of influence on environment and achievements in the range of structure innovations and power grid concept, withstanding climate changes, environmental implications influencing power network efficiency increase through con-struction of new high voltage networks and energy sources integration on a distribution network level, experience in quality estimation, quantity assessment and benchmarking),Kewywords: environmental changes, power systems, public acceptance of energy infrastructure

Maksymilian PRZYGRODZKI System Technical Performance - Study Committee C4Energetyka 2013, nr 3, p. 279Discussed are problems that were investigated during the meeting of the Study Committee C4, therefore questions concerning conditions and parameters of a power system operation in steady and transient states. Among the presented methods and analysis tools, mentioned are also the current problems referring to the influence of new technologies beginning with transmission and distribution systems and ending with distributed technologies. The considered problems gather around interactions be-tween a power system, subsystems and installations as well as the cases of exposure to external influence. These problems are often common to system operators, not only in Europe but also in extra-European coun-tries. Constant development of appliances, installations and generation technologies determines new needs and challenges for the future power system structures. Presented contents is a determinant of future research directions.


Słowa kluczowe: nowe technologie wytwarzania, przesyłania i dystry-bucji, ich wpływ na systemy elektroenergetyczne, narażenia na wpływy zewnętrzne

Grzegorz TOMASIKRynki energii elektrycznej i regulacja - Komitet Studiów C5Energetyka 2013, nr 3, s. 285Omówiono po kolei wszystkie referaty Komitetu Studiów C5. Zasadniczą konkluzją wynikającą z lektury przez Autora referatów przedstawionych w ramach grupy C5 może być stwierdzenie, że integracja źródeł odna-wialnych z istniejącymi modelami rynku energii elektrycznej ma coraz większy wpływ na ograniczanie czasu pracy jednostek konwencjonalnych w ciągu roku. To zaś wpływa bezpośrednio na trudności z pokrywaniem kosztów stałych wytwarzania energii elektrycznej w przedmiotowych jed-nostkach wytwórczych, które są jednak niezbędne z uwagi na potrzeby regulacyjne systemu. Jako sposoby na ewentualne rozwiązanie powyż-szego problemu wskazywano najczęściej konieczność wdrożenia rynków zdolności wytwórczych, innej wyceny usług systemowych świadczonych przez źródła konwencjonalne lub wdrożenie nowych usług systemowych związanych z rosnącym zapotrzebowaniem na większą elastyczność sys-temów elektroenergetycznych.Słowa kluczowe: rynki energii elektrycznej, integracja źródeł OZE z mo-delami rynku, czas pracy jednostek konwencjonalnych

Krzysztof SIODŁAMateriały i nowoczesne techniki badawcze - Komitet Studiów D1Energetyka 2013, nr 3, s. 290Omówiono 29 referatów w ramach Komitetu Studiów D1 w trzech dzie-dzinach tematycznych: parametry dielektryczne i starzenie materiałów izolacyjnych; techniki badawcze stosowane dla napięć UHV z uwzględ-nieniem HVDC; narzędzia diagnostyczne. W artykułach pierwszej grupy opisano zagadnienia związane z badaniem materiałów izolacyjnych sta-łych, ciekłych i gazowych używanych w transformatorach energetycz-nych wysokiego napięcia, kablach elektroenergetycznych, izolatorach liniowych i systemach GIS. W drugiej grupie opisano między innymi badanie parametrów dielektrycznych, efektów zachodzących procesów starzeniowych i wytrzymałości elektrycznej olejów mineralnych, estrów naturalnych i mieszanin olejów. Stwierdzono, że obserwacja form zjawisk przedprzeskokowych występujących pod wpływem napięcia udarowego, może być przydatna do określenia przewidywanej/spodziewanej wartości napięcia przeskoku. Obserwacji i pomiarów dokonywano przy użyciu ul-traszybkiej kamery rejestrującej wyładowania elektryczne w układzie mo-delowym elektrod odpowiadającym warunkom rzeczywistym spotykanym w transformatorach. Jeśli chodzi o narzędzia diagnostyczne to zostały przedstawione zagadnienia dotyczące urządzeń, metod i procedur po-miarowych stosowanych do badania stanu urządzeń elektroenergetycz-nych wysokiego napięcia i zarządzania ich pracą. Bardzo dużo uwagi poświęcono badaniom transformatorów jako najdroższych i najbardziej istotnych elementów systemu energetycznego, ale opisywane są także metody badania pozostałych urządzeń, takich jak kable, aparatura łącze-niowa i systemy GIS.Słowa kluczowe: materiały stosowane w elektrotechnice, techniki dia-gnostyczne, nowe technologie

Tomasz SZUDEJKOSystemy informatyczne i telekomunikacja - Komitet Studiów D2Energetyka 2013, nr 3, s. 295Streszczono wybrane przez Autora referaty Komitetu Studiów D2. Doty-czą one dwóch grup tematów: rozproszonych platform informatycznych dla elektroenergetyki przyszłości (nowa architektura operacyjnych sys-temów informatycznych, systemy rezerwowe i systemy zachowania cią-głości działania, aplikacje w chmurze obliczeniowej i platformy udostęp-niające usługi, bezpieczeństwo w cyberprzestrzeni) oraz połączonych systemów informatycznych wspierających konkurencyjne rynki (nowe rozwiązania informatyczne, nowe rozwiązania telekomunikacyjne, analiza ryzyka i możliwości).Słowa kluczowe: platformy informatyczne dla elektroenergetyki, aplika-cje w chmurze obliczeniowej, analizy ryzyka i bezpieczeństwo informa-tyczne

Keywords: new generation, transmission and distribution technologies, their influence on power systems, exposure to external influence

Grzegorz TOMASIKElectricity Markets and Regulation - Study Committee C5Energetyka 2013, nr 3, p. 285Discussed are, one by one, all Study Committee C5 papers. The basic conclusion, drawn from the reading by the Author of the papers presented in the frames of the C5 group, can be a statement that the integration of renewable sources with the existing electric energy market models has bigger and bigger influence on conventional units working time limitations in the course of the year. This again influences directly the troubles with covering of electric energy generation prime charges in the discussed production units that is, however, indispensable, considering a power sys-tem regulatory needs. As the potential methods of solving of the above mentioned problem indicated are most often: the need of implementation of generation ability markets, other than the existing one valuation of sys-tem services provided by conventional sources or implementation of new system services connected with the growing demand for higher elasticity of power systems. Keywords: electric energy market, integration of renewable energy sources with the market models, working time of conventional units

Krzysztof SIODŁAMaterials and Emerging Test Techniques - Study Committee D1Energetyka 2013, nr 3, p. 290Discussed are 29 papers delivered at the meeting of the Study Com-mittee D1 in three thematic domains: test techniques applied for UHV voltages (considering HVDC); dielectric parameters and ageing of in-sulation materials; diagnostic tools. In the papers belonging to the first group described are problems connected with testing of solid, liquid and gaseous insulation materials used in high voltage power transformers, power cables, transmission line insulators and GIS systems. The sec-ond group describes i.a. tests of dielectric parameters, effects of the occurring ageing processes and of mineral oils electric strength, natural esters and oil mixtures. Ascertained is that observation of presparkover phenomena occurring under the influence of impulse voltage, can be useful for determination of the foreseen/expected value of a sparkover voltage. Observations and measurements were carried out with the use of a super speed camera registering electrical discharges in an elec-trode model system matching real conditions met in transformers. If it comes to diagnostic tools, presented are problems concerning appli-ances, methods and measurement procedures used for testing of high voltage power installations and management of their operation. A lot of attention is paid to testing of transformers as the most expensive and the most essential elements of a power system but also described are testing methods applied to other equipment like cables, switching equipment and GIS systems.Keywords: materials applied in electrotechnics, diagnostic techniques, new technologies

Tomasz SZUDEJKOInformation Systems and Telecommunication - Study Commit-tee D2Energetyka 2013, nr 3, p. 295Presented are abstracts of the selected by the Author papers delivered for the meeting of the Study Committee D2. They concern two thematic groups: distributed information platforms for power industry of the future (new architecture of operational information systems, spare systems and systems of operational continuity preservation, computational cloud ap-plications and service facilitating platforms, safety in cyberspace) and in-terconnected information systems supporting competitive markets (new information solutions, new solutions in telecommunication, possibility and risk analysis).Keywords: information platforms for power industry, computational cloud applications, risk analyses and information safety

w w w . e n e r g e t y k a . e u

Znakomita dziennikarka Pani Barbara Cieszewska, od wielu lat specjalizująca się w tematyce górnictwa węglowego i energetyki na łamach dawnej Rzeczpospolitej i nie tylko, zgodziła się prowadzić dwie nowe rubryki na naszych stronach internetowych.

W Aktualnościach prezentowane są niemal codziennie ciekawe wiadomości o tym, co dzieje się w polskiej i globalnej energetyce, a także gospodarce paliwowo-energetycznej. Dział Opinie zawiera interesujące uwagi i spostrzeżenia fachowców.

Nowe działy aktualności i opinie tylko Na stroNach www.energetyka.eu

Spotkajmy się na www.energetyka.eu !

Czytaj aktualnosCi i opinie energetyki

CoDziennie nowe!

,,,

,,

strona 215www.energetyka.eumarzec 2013

44. SESJA

Jacek WańkowiczPrzewodniczący PKWSE

Mariusz KrupaSekretarz PKWSE

44. Sesja Generalna CIGRE 2012 Działalność CIGRE i PKWSE

44th CIGRE General Session 2012 Activity of CIGRE and PKWSE

Czym jest CIGRE i PKWSE?

Conseil International des Grands Rése-aux Électriques (CIGRE) jest największym na świecie międzynarodowym stowarzysze-niem zrzeszającym ekspertów zajmujących się zagadnieniami dotyczącymi wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. CIGRE zostało założone w 1921 r., a Polska była jego członkiem założycielem. Obecnie1) CIGRE liczy 1155 członków wspierających (firmy i uczelnie) oraz 6576 członków indy-widualnych z 92 krajów. Siedziba stowarzy-szenia zlokalizowana jest w Paryżu, a biuro centralne mieści się pod adresem: 21 rue d’Artois, 75008 Paris. Oficjalna strona inter-netowa CIGRE: www.cigre.org.

Polski Komitet Wielkich Sieci Elektrycz-nych (PKWSE) jest jednym z 57 komitetów krajowych CIGRE. PKWSE działa w imieniu CIGRE promując działalność stowarzyszenia w Polsce. Obecnie liczy 9 członków wspie-rających oraz 107 członków indywidualnych.

Cele CIGRE i PKWSE

Głównym celem CIGRE i PKWSE jest ułatwianie wymiany wiedzy, najlepszych praktyk i łączenie wysiłków zmierzających

1) Stan na koniec marca 2012 roku.

do jak najlepszego funkcjonowania syste-mu elektroenergetycznego i jego rozwoju w przyszłości. Dlatego CIGRE i PKWSE dążą do:• umożliwienia inżynierom i specjalistom

z całego świata wymiany informacji i podnoszenia ich poziomu wiedzy doty-czącej systemu elektroenergetycznego;

• zwiększania wartości posiadanej wiedzy i informacji poprzez dzielenie się najnow-szymi światowymi osiągnięciami;

• udostępniania wyników prac CIGRE decydentom działającym w przemyśle elektroenergetycznym (zarządom, dy-rektorom, regulatorom).

Korzyści płynące z członkostwa w CIGRE i PKWSE

Członkostwo w CIGRE i PKWSE stwa-rza możliwość bezpośredniego korzystania z innowacyjnego dorobku stowarzyszenia oraz uczestniczenia, na ulgowych zasa-dach, w rozmaitych wydarzeniach organi-zowanych przez CIGRE. W tym zakresie członkostwo umożliwia:• stały dostęp do materiałów studialnych

CIGRE;• bezpłatny dostęp do elektronicznych

wersji dokumentów zamieszczonych w e-cigre, w tym do broszur technicz-nych i innych raportów;

• uzyskanie niższych opłat za udział w sesjach i sympozjach organizowa-nych przez CIGRE;

• nawiązywanie bezpośrednich kontak-tów z ekspertami, przedstawicielami przemysłu i przedsiębiorstw energe-tycznych z całego świata;

• bezpłatne otrzymywanie dwumiesięcz-nika ELECTRA, gdzie publikowane są wyniki prac oraz informacje na temat funkcjonowania stowarzyszenia.

Jak działa CIGRE?

Zagadnienia merytoryczne podejmo-wane przez CIGRE dotyczą następujących głównych obszarów wiedzy: planowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroener-getycznego; projektowanie, budowa, utrzy-manie i wycofywanie z eksploatacji urządzeń wysokiego napięcia oraz źródeł wytwór-czych; ochrona systemu elektroenergetycz-nego; urządzenia telekomunikacyjne i zdal-nego sterowania; systemy informatyczne.

Wymienione zagadnienia wraz z pozo-stałymi dotyczącymi kwestii środowisko-wych, organizacyjnych, rynkowych i regu-lacyjnych są przedmiotem badań eksper-tów skupionych w 16 Komitetach Studiów. Ich wykaz, wraz z ze wskazaniem przed-stawiciela PKWSE w kadencji 2012/2014, zamieszczono w tabeli 1.

strona 216 www.energetyka.eu marzec 2013

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Podstawowym sposobem funkcjo-nowania CIGRE jest działalność grup roboczych, powoływanych w ramach Ko-mitetów Studiów. To właśnie na poziomie grup roboczych najpełniej dokonuje się wymiana wiedzy, informacji, doświad-czeń oraz współpraca między ekspertami z całego świata. Obecnie w strukturach CIGRE działa aktywnie ponad 200 grup roboczych angażując w prace ponad 2500 ekspertów z całego świata. Bar-dzo ważne jest liczniejsze uczestnictwo polskich ekspertów, w tym zwłaszcza młodych inżynierów, w pracach grup ro-boczych, gdyż jest to szansa na kontakt ze specjalistami z wiodących ośrodków na świecie oraz doskonała okazja do pro-mowania polskich rozwiązań i myśli tech-nicznej na arenie międzynarodowej. Wy-nikiem prac grup roboczych są broszury techniczne stanowiące kompendium ak-tualnej wiedzy na temat danego zagad-nienia. Streszczenia broszur zamieszcza-ne są w wydawanym dwumiesięczniku ELECTRA.

CIGRE organizuje cyklicznie, co dwa lata, Sesje Generalne, a także Sympozja oraz spotkania regionalne i krajowe.

Informacje ogólne na temat 44. Sesji Generalnej CIGRE 2012

W 44. Sesji Generalnej, która odby-ła się w Paryżu w dniach 26-31 sierpnia 2012 r., wzięła udział rekordowa liczba 6838 uczestników z 97 krajów. W konferen-cji udział wzięło 3212 delegatów. W ciągu 6 dni odbyły się 364 spotkania i 16 sesji plakatowych. Wystawa techniczna, zorga-nizowana na powierzchni 8560 m2, przy-ciągnęła 198 firm i 3626 gości.

Delegacja polska liczyła 36 osób. W materiałach Sesji opublikowano 4 re-feraty przygotowane przez członków PKWSE. Oprócz referatów merytorycznych przygotowano sprawozdanie z działalności PKWSE za okres 2010-2012. Zestawienie wymienionych dokumentów przedstawio-no w tabeli 2.

W trakcie sesji odbyły się następujące spotkania:• uroczystość oficjalnego otwarcia Sesji

(CIGRE Official Opening Ceremony),• panel otwierający zatytułowany „Rola

systemów elektroenergetycznych w re-dukowaniu wpływu energetyki na śro-dowisko naturalne” (The role of Elec-

tricity Systems in Reducing Energy’s Environmental Footprint),

• warsztaty poświęcone wielkim awa-riom systemowym (Large Disturbances Workshop),

• zgromadzenie ogólne członków CIGRE oraz posiedzenie Rady Admi-nistracyjnej.Podczas uroczystości oficjalnego

otwarcia przemówienie wygłosił pan Liu Zenhya, prezes State Grid Corporation of China. Zaprezentował on nową wizję inter-kontynentalnego handlu energią elektrycz-ną poprzez wymianę energii pomiędzy Europą i Chinami z wykorzystaniem połą-czeń prądu stałego ultrawysokiego napię-cia (UHV DC). Bez wątpienia ten kierunek będzie przedmiotem intensywnych prac CIGRE w najbliższej przyszłości.

Ceremonia oficjalnego otwarcia była również okazją do uhonorowania człon-ków CIGRE. Medalami CIGRE zostali wyróżnieni: André Merlin, za wyjątkowy wkład w rozwój organizacji w okresie 40 lat swojej działalności oraz Colin Ray za zaangażowanie w prace Komitetu Stu-diów C1, prace nad stworzeniem 10-let-niego Planu Strategicznego Komitetu

Tabela 1 Wykaz Komitetów Studiów CIGRE

Symbol Nazwa Komitetu StudiówPrzedstawiciel PKWSE

kadencja 2012/2014

A1 Elektryczne maszyny wirujące Arkadiusz Biernacki

A2 Transformatory Paweł Warczyński

A3 Aparatura wysokonapięciowa Sławomir Samek

B1 Kable Sławomir Noske

B2 Linie napowietrzne Piotr Wojciechowski

B3 Stacje elektroenergetyczne Piotr Mański

B4 Układy prądu stałego wysokiego napięcia i urządzeń energoelektronicznych Michał Kosmecki

B5 Automatyka i zabezpieczenia Piotr Kacejko

C1 Rozwój i ekonomika systemu elektroenergetycznego Wojciech Lubicki

C2 Sterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego Krzysztof Madajewski

C3 Wpływ systemu elektroenergetycznego na środowisko Anna Stankowska

C4 Zagadnienia techniczne systemu Maksymilian Przygrodzki

C5 Rynki energii elektrycznej i regulacja Grzegorz Tomasik

C6 Systemy rozdzielcze i wytwarzanie rozproszone Adrian Orzechowski

D1 Materiały i nowoczesne techniki badawcze Krzysztof Siodła

D2 Systemy informatyczne i telekomunikacja Tomasz Szudejko

44. SESJA

www.energetyka.eu strona 217marzec 2013

Technicznego oraz działalność w ramach brytyjskiego komitetu krajowego. Człon-kostwo honorowe zostało przyznane na-stępującym osobom: Javier Amantegui (Hiszpania), Franz Besold (Niemcy), Chris Jones (Wielka Brytania), José Henrique Machado Fernandes (Brazylia), Antonio Negri (Włochy), Liliane Ney (Francja), Car-lo Alberto Nucci (Włochy), Mark Waldron (Wielka Brytania).

Panel otwierający koncentrował się na zagadnieniu roli systemów elektroenerge-tycznych w redukowaniu wpływu energety-ki na środowisko naturalne. Panel, mode-rowany przez Klausa Froehlicha, przerodził się w bardzo szeroką dyskusję, w tym pró-bę odpowiedzi na pytanie: jaką rolę może odegrać CIGRE w procesie ograniczania wpływu energetyki na środowisko?

W ramach warsztatów poświęconych wielkim awariom systemowym zosta-ły przedstawione zdarzenia, które miały miejsce w okresie ostatnich dwóch lat. Szczególnie interesujące przypadki omówił przedstawiciel Indii, gdzie w lipcu 2012 r. doszło do dwóch blackoutów o najwięk-szym zasięgu i skutkach.

Prezentacje z tych spotkań dostępne są na stronie internetowej CIGRE: www.cigre.org.

Podczas 44. Sesji Generalnej CIGRE Rada Zarządzająca wybrała trzech nowych członków władz CIGRE:• Klaus Froehlich (Szwajcaria) – Prezydent.• Richard Bevan (Australia) – Skarbnik.

Tabela 2 Wykaz referatów przygotowanych przez członków PKWSE

Numer referatu Tytuł Autorzy

C6-106Wind generation management NCA

in the distribution network

M. Bajor, R. Jankowski, K. Madajewski

B1-206Application of diagnostics based on partial

discharge measurements to assess the technical condition of PILC insulated MV cables

A. Rakowska, S. Noske

A2-109A computer program for life-time management

of power transformers

B. Bocheński, G.J. Anders, F. Mosiński, T. Piotrowski

D2-104Cyber threats and solutions to reduce their impact in case of attacks to international interconnections

in the European power grid

A. Babś, J. Swiderski

Spotkanie komitetów narodowych CIGRE

Action report from the Polish National Committee of CIGRE

M. Krupa

• Mark Waldron (Wielka Brytania) – Prze-wodniczący Komitetu Technicznego.Omówienie prac oraz dyskusji sesji Ko-

mitetów Studiów będą przedmiotem kolej-nych artykułów przygotowanych dla Ener-getyki przez polskich przedstawicieli w Ko-mitetach Studiów. Dodatkowo zamiesz-czono tematy wskazane kolejnej, 45. Sesji Generalnej CIGRE, która odbędzie się w Paryżu w dniach 22-30 sierpnia 2014 r.

Do lektury wszystkich referatów ser-decznie zapraszamy.

Jak przystąpić do CIGRE i PKWSE?

Proces uzyskania członkostwa w CIGRE jest realizowany za pośrednictwem PKWSE. Aby zostać członkiem CIGRE należy złożyć do PKWSE pisemną deklarację wyrażają-cą wolę przystąpienia do stowarzyszenia (w przypadku członków zwyczajnych wyma-gane jest również przekazanie krótkiego CV w języku angielskim). Decyzję o przyjęciu no-wego członka do PKWSE podejmuje Rada Zarządzająca.

W przypadku zainteresowania członko-stwem w CIGRE i PKWSE prosimy o kon-takt z sekretariatem PKWSE: tel.: 22 836 40 81, fax: 22 836 63 63, e-mail: [email protected].

CIGRE



Spotkanie Komitetu Studiów A1 skła-dało się z dwóch części: sesji otwartej oraz sesji plakatowej.

Część dyskusyjna skupiała się na trzech tematach wiodących.

Temat 1: Rozwój konstrukcji maszyn elektrycznych i doświadczenia serwisowe• poprawa i rozwój konstrukcji, wytwarza-

nia, mocy, sprawności, izolacji, chłodze-nia, ułożyskowania, działania i utrzyma-nia ruchu;

• analiza wpływu wymagań klienta i ope-ratorów sieci na konstrukcję i koszty maszyny;

• ocena wpływu skrętnych elektromagne-tycznych sił oscylacyjnych na wytrzy-małość zmęczeniową wału wirnika.Temat 2: Zarządzanie finansowe ma-

szynami elektrycznymi (jako środkami trwałymi)• retrofity, modernizacje, podniesienie

mocy, wzrost sprawności – analiza eko-nomiczna możliwych rozwiązań;

• ocena stanu technicznego na podsta-wie oceny ryzyka dalszego utrzymania w ruchu;

• metody przewidywania czasu życia eks-ploatowanych maszyn.Temat 3: Maszyny elektryczne genera-

cji rozproszonej • rozwój konstrukcji o wyższej sprawno-

ści, lepszych osiągach i operacyjności oraz utrzymania w ruchu;

• kontrola, monitoring i diagnostyka;• nowe trendy.

Na pytania zadane przez Specjalne-go Reportera i przedstawione w Raporcie Specjalnym udzielono 49 odpowiedzi oraz przedstawiono wiele żywych i ciekawych wystąpień spontanicznych.

W obszarze Tematu 1 „Rozwój kon-strukcji maszyn elektrycznych i doświad-czenia serwisowe” przyjęto 8 artykułów do publikacji w dwóch kategoriach:• konstrukcja, produkcja i eksploatacja –

5 artykułów,• doświadczenia serwisowe – 3 artykuły.

Zaprezentowano 13 odpowiedzi i 13 wystąpień spontanicznych.

Tematyka wystąpień:• wymagania sieciowe dla elektrowni ga-

zowych (cykl kombinowany),• wpływ paramentów konstrukcyjnych na

wymiary, koszty i sprawność generato-rów,

• pierwsze wyniki zastosowań nanotechno-logii w systemach wysokiego napięcia,

• kalkulacje elektryczne i mechaniczne komponentów generatora,

• rozwój procedur pomiarowych doty-czących monitoringu temperatur gene-ratorów.W obszarze Tematu 2 „Zarządzanie

finansowe maszynami elektrycznymi (jako środkami trwałymi)” zaakceptowano do publikacji 10 artykułów w dwóch następu-jących kategoriach:• retrofit, wymiana i poprawa maszyn

elektrycznych – 3 artykuły,• monitoring, diagnostyka i ocena stanu

technicznego – 7 artykułów. Zaprezentowano 11 odpowiedzi i 9 wy-

stąpień spontanicznych.Istotne wystąpienia dotyczyły:

• retrofitów i rozwoju maszyn elektrycznych,• monitoringu wyładowań niezupełnych

generatorów synchronicznych na ruchu, systemy detekcji i analizy statystycz-nych obrazów 3-wymiarowych,

• oceny stanu technicznego generatorów.

W przypadku Tematu 3 „Maszyny elek-tryczne generacji rozproszonej” zaakcep-towano 5 artykułów do publikacji w dwóch następujących kategoriach:• utrzymanie w ruchu i niezawodność ma-

szyn elektrycznych – 2 artykuły,• monitoring i diagnostyka – 3 artykuły.

Zaprezentowano jedną przygotowaną odpowiedź, w której przedstawiono system monitorowania drgań uzwojeń generatorów.

Monitoring, diagnostyka i ocena stanu technicznego

Zagadnienia dotyczące analizy wyła-dowań niezupełnych (PD) w izolacji ma-szyn elektrycznych były przedmiotem re-feratów [10, 11, 21]. Referaty odnoszą się do pojawiających się w standardach IEC zależności impulsów wyładowań od fazy napięcia zasilającego do identyfikacji róż-nych błędów izolacji.

W artykule [10] przedstawiono wyniki pomiarów wyładowań niezupełnych za po-mocą anteny zainstalowanej w pobliżu czół uzwojenia stojana generatora po obu jego stronach przed wymianą uzwojenia na nowe oraz bezpośrednio po przezwojeniu.

Uzyskane wyniki badań wskazują na spadek poziomu wyładowań po przezwo-jeniu generatora.

Artykuł [21] przedstawia natomiast nową metodę redukcji szumów, które utrudniają znacznie ocenę wyładowań niezupełnych pracującej maszyny. Meto-da polega na wdrożeniu oprzyrządowania i właściwego oprogramowania, dzięki cze-mu redukcja zakłóceń okazała się możliwa. Badania przeprowadzono na wielu pracu-

Aleksander Zielonka, Dariusz Gurazdowski, Arkadiusz Biernacki ALSTOM Power Sp. z o.o.

Elektryczne maszyny wirujące – Komitet Studiów A1

Rotating Electrical Machines – Study Committee A1

44. SESJA


jących obiektach i autorzy artykułu poleca-ją wykorzystanie tej metody do diagnostyki generatorów.

Pomiary wyładowań niezupełnych pracującego hydrogeneratora o napię-ciu znamionowym 13 kV wykonano przy wykorzystaniu ceramicznych konden-satorów sprzęgających o pojemności 160 pF. Jak pokazano na rysunku 4, kondensatory zostały zainstalowane po obu stronach generatora oraz po stronie transformatora.

Zakłócenia towarzyszące pomiarom wyładowań niezupełnych są czasami trud-ne do wyeliminowania przy użyciu metod tradycyjnych. Z tego względu zapropono-wano metodę różnicową, dzięki której jest możliwe odfiltrowanie zakłóceń. Wykona-no z powodzeniem setki pomiarów pracu-jących obiektów, co pozwala stwierdzić, że zaproponowana metoda może służyć redukcji szumów towarzyszących pomia-rom i w efekcie poprawie niezawodności diagnostyki generatorów.

Rozwój konstrukcji

Artykuł [5] przedstawia wyniki prób ru-chowych turbogeneratora 4-biegunowego firmy Alstom o mocy 1800 MW, przezna-czonego dla elektrowni nuklearnej.

Pomiary potwierdziły, że generator może pracować w klasie termicznej B (130˚C) do 2200 MVA, a więc znacznie powyżej mocy znamionowej (1940 MVA). Wyniki testów potwierdziły, że generator spełnia założone parametry techniczne zdefiniowane przez klienta.

Rysunek 9 przedstawia dobrą korelację uzyskanych wyników pomiarów charakte-rystyki biegu jałowego i ustalonego zwar-cia trójfazowego w stosunku do wartości obliczeniowych.

Uzyskane wyniki pomiarów spełniły oczekiwania klienta i potwierdziły możliwość eksploatacji generatora zgodnie z techniczną specyfikacją przy mocy 1944 MVA/1750 MW.

Nowa konstrukcja przetestowanej z pozytywnym wynikiem maszyny stano-wi bazę do dalszych dostaw generatorów 50 Hz tego typu do zastosowań z reakto-rami EPR.

Rys. 4. Miejsce zainstalowania kondensatorów sprzęgających

a) strona generatora b) strona transformatora

Rys. 5. Przykład zastosowania nowej

metody redukcji szumów

Rys. 6. Generator w trakcie

montażu do prób

Rys. 1. Miejsca zainstalowania anten pomiarowych w dużym turbogeneratorze

Microstrip antenna Turbine SideExciter Side

rotor

stator end winding stator end winding

stator

gas flow gas flowMicrostripAntenna

Rys. 2. Wyniki pomiaru PD przed przezwojeniem

Rys. 3. Wyniki pomiaru PD po przezwojeniu

Time14:00 14:10 14:20 14:30

Turbine Side

Exciter Side

PD

Mag

nitu

de [V

]109876543210

PD Magnitude [V]10.09.08.07.06.05.04.03.02.01.00.0

0 90 180 270 360Phase [deg.]

[V]

0 90 180 270 360Phase [deg.]

10.09.08.07.06.05.04.03.02.01.00.0

[V] PD Magnitude [V]

PD

Mag

nitu

de [V

]

109876543210

Exciter SideTurbine Side

Time14:00 14:10 14:20 14:30



Rys. 10. Montaż czujników FBG

na przewodach elementarnych pręta stojana

Rys. 11. Rozkład temperatury w przekroju

poprzecznym żłobka stojana

strands FBG fiber

Temp.

high

low

top bar strands(FBG set in here)

bottom bar strands

coreinsulation RTD in FRP

W celu weryfikacji pomiarów tempe-ratury dodatkowo zainstalowano czujni-ki optyczne i rezystancyjne RTD, w tym samych miejscach na długości maszyny (rys. 12).

Uzyskane wyniki badań wykazały prawidłowe działanie czujników FBG oraz zgodność z obliczeniami i pomiara-mi wykonanymi przez czujniki optyczne. Temperatury zmierzone przez RTD były niższe (rys. 13). Jednak na tym etapie, instalacja, kalibracja, dokładność i dłu-gotrwała niezawodność czujników FBG znajdują się jeszcze w okresie zbierania doświadczeń.

Zastosowanie nanotechnologii w systemie izolacyjnym

turbogeneratora

Artykuł [9] przedstawia wpływ zasto-sowania nanotechnologii na właściwości systemu izolacyjnego maszyn dużej mocy. Wykorzystanie nieorganicznych (SiO2) na-nocząstek w żywicy wpływa znacząco na opóźnienie propagacji zwarcia w izolacji głównej (drzewienia elektrycznego) turbo-generatora (rys. 14).

Rys. 12. Rozkład czujników FBG wzdłuż długości żłobka stojana Rys. 13. Rozkład temperatury wzdłuż długości żłobka stojana

armature core

RTD

armature winding(bottom bar)

armature winding(top bar)

other armature winding (top bar)optic temperature probes

strand

FBGNo. 1

FBGNo. 2

FBGNo. 3

FBGNo. 4

FBGNo. 5

FBGNo. 1

FBGNo. 2

FBGNo. 3 FBG

No. 4 FBGNo. 5

Tmax (Calculated maximum temperature)Tmin (Calculated minimum temperature)FBG (Measured)optic probe (Measured)RTD (Measured)

Core end Core end

Axial Direction0.0 0.5 1.0

Tem

pera

ture

(o C)

100

80

60

40

20

Pomiar temperatury uzwojenia stojana - czujnik FBG

W artykule [9] przedstawiono bezpo-średni pomiar temperatury przewodów elementarnych uzwojenia stojana turboge-neratora. W tym celu zastosowano czujni-ki FBG wykorzystujące technologie siatki Bragga. Czujniki FBG zostały bezpośred-nio zamontowane na przewodach elemen-tarnych pręta stojana (rys. 10), umożliwia-jąc monitorowanie „on-line” oraz wykrycie najgorętszych obszarów pręta.

Konwencjonalne rezystancyjne czujniki RTD umieszczone pomiędzy prętem gór-nym i dolnym nie są w stanie kontrolować temperatury tych obszarów, ze względu na inną przewodność cieplną przewodów ele-

Rys. 7. Stacja prób w czasie testów

Rys. 8. Wykres przyrostu temperatury wirnika Rys. 9. Charakterystyki biegu jałowego

i zwarcia trójfazowego

Excitation power (in kW)0 1000 2000 3000 4000 5000

Tem

p. ri

se a

bove

col

d hy

drog

en(in

p.u

. of r

ated

tem

p. ri

se c

alcu

late

d)

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

MeasuredCalculated

MeasurementCalculation

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 Field current (pu)

no-lo

ad v

olta

ge o

r sho

rt-ci

rcui

t cur

rent

(pu) 1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0

mentarnych, izolacji pręta i przekładki mię-dzy prętami. Przykład rozkładu temperatury w przekroju poprzecznym żłobka turbogene-ratora przedstawiono na rysunku 11.

Pięć czujników FBG zainstalowano na przewodach elementarnych górnego pręta sto-jana turbogeneratora o mocy 50 MVA (rys. 12).

44. SESJA


Rys. 14. Opóźnienie propagacji zwarcia

w izolacji głównej przy zastosowaniu

specjalnych nieorganicznych nanocząstek SiO2

Rys. 15. Próba wytrzymałościowa

prętów stojana hydrogeneratora

o napięciu 13,8kVRys. 16. Wyniki z próby wytrzymałościowej

prętów stojana (2,5xUn)

possible treeing onset

resin

strand

micatape

breakdownpath

resin withoutnano particles

resin withnano particles

1 10 100 1000 10000 100000

electrical lifetime in h

MICALASTIC insulation

Nanocompositeinsulation

prob

abili

ty H

j in

%

0,99

0,90,80,70,60,50,40,30,2

0,1

0,05

0,030,02

0,01

[4] A1-104. Liang Y-P., Sun Y.T., Yao Q.S.,

Bian X.: Calculation of electromagnetic

force on damper windings for 1000MW

- Hydro-generator using time-stepping

FEM.

[5] A1-105. Poncot C., Letellier V., Pichot N.,

David L.: Type test and torsional vibration

measurement of a gigatop 4-pole genera-

tor for an EPR power plant.

[6] A1-106. Aranda Carmona A.J.: Diagnostic

method of electrical rotors by applying

the sweep frequency response analyzer

(SFRA).

[7] A1-107. Gupta A.K., Devate D., Chaturve-

di D.K.: Stator water system monitoring

for large turbo-generator- A user’s per-

spective.

[8] A1-108. Gupta A.K., Chaturvedi D.K.:

Dynamic temperature monitoring and life

assessment techniques for electrical ma-

chines.

[9] A1-109. Tanaka T., Murayama H., Ta-

kahashi K., Hattori K., Watanabe M.:

Direct measurement of strand tempera-

ture of turbo-generator with FBG sen-

sors.

[10] A1-110. Sako H., Kaneda Y., Tomita S.,

Mio K., Suzuki K.: On-line PD monitoring

system with microstrip antenna for syn-

chronous generators.

[11] A1-201. Mortiss M.J.: Upgrade of eraring

power station turbo generators from 660

MW to 750 MW.

[12] A1-202. Agamalov O.: Cluster analysis

of partial discharge in electrical machi-

nes.

[13] A1-203. Wang S., Ye J., Li W., Du X., Chen

Z.: Energy efficiency evaluation investiga-

tion of high voltage inverter retrofit for fans

and pumps in power plants.

[14] A1-204. Vacheron O., Zappellini K.L.,

Stella S., Ferrasse P.J.: Generators as-

set management tool using Bayesian ne-

twork.

[15] A1-205. Platero C.A., Blazquez F., Bla-

nquez F.R., Rebollo E., Battle B., Fernan-

dez-Sanchez E.: Application of sweep fre-

quency response analysis (SFRA) for inter-

-turn detection of in medium-voltage coils

manufacturing.

[16] A1-207. Pacheco S.A., Pereira C.A., Pere-

ira E.M., Noronha F.J., Cordeiro P.T.R.A.:

Program for reform and modernization of

Cemig GT hydro power plants.

[17] A1-208. Limao R., Da Silva R., Sena A.,

Sanz J.: Development of diagnostic rules

for hydrogenerators.

[18] A1-301. Drommi J-L., Tétreault A.: Tidal

power plant bulb unit management through

air gap monitoring.

[19] A1-302. Ilushin P.V., Gurevich Y.E.: Di-

stributed power generation: particula-

rities and specific requirements of gas

turbine and gas-piston engine generation

units.

[20] A1-304. Salon S., Salem S., Sivasubrama-

niam K.: Trends in monitoring and diagno-

stics of wind generators.

[21] A1-305. Vacheron O., Zappellini K.L., Stel-

la S., Ferrasse P.J.: Current state of on-line

partial discharge diagnosis methods in hy-

dro-generator using a novel noise reduc-

tion method.

[22] A1-306. Sanchez Parra M., De Lara Jay-

me S., Re Lopez V., R. Flores G.: Turbogas

power units retrofit: a technique to ensure

improved efficiency, reliability and susta-

inability for smart grids.

CIGRE

Dodatkowo właściwości mechanicz-ne i termiczne ulegają poprawie. Do końcowych testów wykorzystano 40 prę-tów uzwojenia stojana hydrogeneratora o napięciu 13,8 kV (długość pręta 1,6 m). Do testów porównawczych wyprodu-kowano zestawy po 8 prętów z żywicą epoksydową bez i z nanocząstkami. Ry-sunek 15 przedstawia wyprodukowane pręty w trakcie próby wytrzymałościowej (2,5xUn).

Uzyskane wyniki badań potwierdziły, że nanocząstki SiO2 działają jako barie-ra dla procesu drzewienia elektrycznego w izolacji, wydłużając jej czas pracy oraz wytrzymałość elektryczną (rys. 16).

REFERATY KOMITETU STUDIóW A1

[1] A1-101. Shakaryan Y.G, Sokur P.V., Plotni-

kova T.V., Dovganjuk I.Y., Mnev R.D., Pin-

chuk N.D., Antonuk O.V., Roytgartz M.B.,

Zhukov D.V., Dementyev Y.A., Sedunov

V.M.: The new electric machine compen-

sators of reactive power with double-axis

excitation.

[2] A1-102. Piriz H.D., Cannatella A.R., Gu-

erra E., Porcari D.A.: Inertia of hydro ge-

nerators. Influence on the dimensioning,

cost, efficiency and performance of the

units.

[3] A1-103. Gröpper P., Hildinger T., Po-

hlmann F., Weidner J.R.: Nanotechno-

logy in high voltage insulation systems

for large electrical machinery - First re-

sults.



Na ubiegłorocznej, 44 Sesji CIGRE po-ruszano problematykę związaną z trzema tematami wiodącymi (Preferential Subject):• PS1 - Transformator w sieci elektro-

energetycznej przyszłości (Transformer for the network of the future),

• PS2 - Ekologiczne konstrukcje / Ekolo-giczne zastosowania (Transformer Eco Design / Eco Use),

• PS3 - Obwód magnetyczny transforma-tora (Transformer magnetic circuit).

Diagnostyka i monitoring transformatorów

Tematyka związana z szeroko rozu-mianą diagnostyką techniczną oraz moni-toringiem stanu transformatorów pojawiała się w dużej grupie referatów. W większo-ści przypadków miały one charakter przy-czynkowy. Niemniej należy zauważyć, iż postęp w tej dziedzinie jest konsekwencją wykorzystywania najnowszych osiągnięć w technice informatycznej (rozbudowa in-frastruktury, lepsze procesory, obsługa du-żych baz danych i in.).

Rejestracja spektrum wibroakustycznego przełączników

zaczepów pod obciążeniem

W kanadyjskiej firmie Hydro-Quebec od kilku lat wykorzystuje się spektrum wibro-akustyczne w trakcie cyklu przełączania do oceny stanu technicznego przełączników zaczepów pod obciążeniem. Opis zasady pomiaru oraz możliwości metody można znaleźć np. w [34, 35]. Ponieważ stwierdzo-

no, że proces degradacji PPZ w większości przypadków jest długotrwały, zdecydowa-no tam - również na podstawie przesłanek ekonomicznych - realizować pomiary okre-sowo przy wykorzystaniu jednego zestawu przenośnej aparatury pomiarowej. Pomiary wykonywano raz do roku w odniesieniu do PPZ niewykazujących problemów eksplo-atacyjnych, po każdej inspekcji wewnętrz-nej/naprawie oraz po zaobserwowaniu nie-prawidłowej pracy przełącznika.

W zaprezentowanym na Sesji roz-wiązaniu [1] rejestrację spektrum wibro-akustycznego PPZ włączono jednak do systemu monitoringu transformatora pra-cującego w czasie rzeczywistym (on-line) tworząc w nim - razem z pomiarem prądu pobieranego przez silnik napędowy prze-łącznika - zintegrowany blok diagnostyki PPZ. Typowe przebiegi monitorowanych wielkości ilustruje rysunek 1.

Możliwości diagnostyczne bloku w od-niesieniu do typowych niesprawności prze-łączników zaczepów pod obciążeniem różnych typów w kategoriach czułości na wystąpienie tychże niesprawności podano w tabela 1.

Monitoring on-line izolatorów przepustowych

Coraz powszechniej wprowadza się mo-nitoring on-line izolatorów przepustowych do praktyki eksploatacyjnej. Pomiary reali-zuje się przy napięciu roboczym przy wyko-rzystaniu odczepu pomiarowego izolatora oraz specjalnych układów pomiarowych. Najczęściej mierzy się tgδ i pojemność C izolatorów lub/oraz prąd upływu, przy czym uważa się [1], iż pomiary tgδ i pojemności są bardziej dokładne niż pomiar prądu upływu. W jednym i drugim przypadku eliminuje się zakłócenia wynikające z wpływu warunków otoczenia (np. opady deszczu) w drodze ciągłej ich rejestracji oraz odpowiedniej ob-róbki rejestrowanych sygnałów. Przy pomia-rach prądu upływu uwzględnia się ponadto zmianę napięcia podczas pracy transforma-tora [14], gdyż prąd ten jest zależny od na-pięcia izolatora względem ziemi.

Celowość instalowania układów moni-toringu izolatorów przepustowych wynika z faktu, iż konwencjonalne metody pomia-rowe stosowane w trybie off-line mają ogra-niczoną możliwość zapobiegania uszko-

Rys. 1. Typowe przebiegi prądu pobieranego przez silnik napędowy oraz spektrum

wibroakustycznego w trakcie cyklu przełączania PPZ [1]

Czas [ms]0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500

Obwiednia przebiegu wibro-akustycznego(operacja przełączania)

Obwiednia prądu pobieranegoprzez silnik napędowy

Prą

d [A

]

Prz

yspi

esze

nie

[m/s

2 ]6543210

40

30

20

10

0

Paweł WarczyńskiZPBE Energopomiar - Elektryka Sp. z o.o.

Transformatory – Komitet Studiów A2

Transformers – Study Committee A2

Marceli KaźmierskiInstytut Energetyki

44. SESJA


dzeniom tych izolatorów [38]. Na przykład według danych z lat dziewięćdziesiątych pochodzących z energetyki rosyjskiej [40], około 95% uszkodzeń izolatorów przepu-stowych ma miejsce w okresie nieprzekra-czającym 100 dni od ostatniego badania diagnostycznego. Interesujące w tym za-kresie informacje pochodzące z energetyki brazylijskiej podano w referacie [14]. Obok typowych wolno rozwijających się uszko-dzeń izolatorów o czasie rozwoju rzędu kilku, kilkunastu dni zaobserwowano rów-nież występowanie uszkodzeń o szybkim charakterze, które prowadzą do eksplozji izolatora już po kilku minutach. W tej sytu-acji koniecznym staje się zaimplementowa-nie w systemie monitoringu odpowiednich procedur alarmowych, gdyż reakcja perso-nelu obsługi w takich przypadkach może być spóźniona.

Inteligentny algorytm oceny stanu technicznego transformatora

Właściwa ocena stanu technicznego transformatora wymaga odpowiedniej interpretacji wyników szeregu badań dia-gnostycznych. Służą do tego nowoczesne narzędzia wnioskowania. W referacie [6]

przedstawiono zasady służącego do oce-ny stanu technicznego układu izolacyjne-go „inteligentnego” algorytmu, różnego od stosowanego w krajowych systemach monitoringu - patrz np. [37], pozwalają-cego na dokonanie takiej oceny na pod-stawie badań DGA, PDC i FDS. Powstał on z połączenia algorytmu SVM (Support Vector Machine) oraz SOM (Self-Orga-nizing Map). Trafność diagnozy zależy przede wszystkim od poprawności przy-jętego modelu, jak również odpowiednio dobranego zestawu danych „treningo-wych” - rysunek 2.

Ze względu na dość przypadkowy do-bór danych treningowych podany w [6] przykład oceny stanu układu izolacyjnego pięciu transformatorów ma charakter jedy-nie ilustracyjny.

Zaawansowane analizy statystyczne

Niezależnie od sposobu tworzenia dia-gnozy, niezmiernie istotna jest w procesie diagnozowania systematyczna ocena zgromadzonych do tej pory doświadczeń. Droga prowadząca do większej pewności diagnozy to przede wszystkim analiza sta-tystyczna wsparta elementami rachunku prawdopodobieństwa dużej liczby wyni-ków badań diagnostycznych w eksploata-cji. Efekty takich zaawansowanych analiz statystycznych przedstawiono w refera-tach [11, 20].

W [11] podstawą analizy były wyniki ba-dań diagnostycznych dużej liczby transfor-matorów o napięciu strony górnej 550 kV, pracujących w energetyce chińskiej najwy-żej 20 lat. Na podstawie znanego modelu mechanizmu degradacji izolacji papiero-wej, którego parametry (m. in. współczyn-niki kształtu) określono przy wykorzysta-niu zaawansowanej analizy statystycznej w odniesieniu do wybranych wielkości diagnostycznych dotyczących oleju, opra-cowano kryteria uszkodzeń z określonym prawdopodobieństwem. Wyniki analizy po-dano w tabeli 2. W celach porównawczych zestawiono tam również wartości dopusz-czalne stosowane w energetyce krajowej [39] odnoszące sie do transformatorów sieciowych grupy I.

Bazą analiz przedstawionych w refera-cie [20] były z kolei wyniki badań diagno-stycznych oleju (inhibitowanego i nieinhibi-towanego) z 369 transformatorów o mocy w granicach 50 - 600 MVA eksploatowa-nych w dużej firmie niemieckiej zajmującej się przesyłem energii elektrycznej. Średnie wartości wybranych parametrów diagno-stycznych oleju w zależności od wieku transformatora przedstawia tabela 3.

Tabela 1

Czułość zintegrowanego bloku diagnostyki PPZ na typowe niesprawności

Podzespoły/niesprawności

Pomiar

prądu pobieranego przez silnik napędowy

spektrum wibroakustycznego

typ PPZ

wszystkie próżn. dław. rez.

Przełącznik mocy, wybierak

zużycie styków

przegrzanie, zapieczenie

czas przejścia

wyrównanie styków

łuk elektryczny

sekwencja przełączania (timing)

Zespół napędowy

silnik

hamulce

smarowanie

elementy sterowania, przekaźniki

łączniki, koła zębate

Kolor czerwony - mała czułość, pomarańczowy - średnia, żółty - dobra, zielony - bardzo dobra;próżn. - przełączniki z komorą próżniową, dław. - z dławikowym ograniczeniem prądu, rez. - z rezystancyjnym ograniczeniem prądu

Rys. 2. Koncepcja „inteligentnego” algorytmu do oceny stanu technicznego układu izolacyjnego [6]

Zestaw danychtreningowych (x,y)

Przewidywane wyjście y odpowiadające nowej wartości zmierzonej x

Algorytm „uczenia” komputera Model



Przedstawione powyżej rezultaty uzasadniają celowość prowadzenia ana-liz statystycznych. Niestety w przypadku energetyki krajowej analizy statystyczne prowadzone niegdyś centralnie zostały za-wieszone w końcu lat 80. Przekształcenia własnościowe oraz decentralizacja gospo-darki doprowadziły do podziału energetyki polskiej na szereg niezależnych podmio-tów, w zasadzie niezainteresowanych pro-wadzeniem takich analiz. Jeden z przykła-dów rozwiązania problemu można znaleźć w energetyce niemieckiej [36], gdzie wszy-scy użytkownicy transformatorów są zobo-wiązani do prowadzenia rejestracji danych statystycznych. W celu ułatwienia zadania utworzono dokładnie zdefiniowany, ogra-niczony do niezbędnego minimum, wykaz danych przystosowany do ich automatycz-nego przetwarzania. Dane zbierane są przy wykorzystaniu specjalnego, utworzonego na tę okoliczność, oprogramowania i prze-syłane za pośrednictwem bezpiecznego łącza internetowego.

Monitoring on-line podstawowych parametrów technicznych transformatora

W referacie [10] przedstawiono możli-wość ciągłego (tryb on-line) monitorowania takich podstawowych parametrów technicz-nych transformatora, jak przekładnia trans-formatora, jego impedancja zwarcia oraz straty na podstawie dostępnych wartości prądów, napięć i mocy. Dokładność takich pomiarów jest uwarunkowana klasą zasto-sowanych przekładników i - w przypadku wykorzystania do tego celu sygnałów z ukła-dów pomiarowo-rozliczeniowych lub z ukła-dów zabezpieczeń transformatora - jest po-równywalna z dokładnością pomiarów reali-zowanych na wyłączonym transformatorze.

Informacje takie dostarczane na bieżąco mogą mieć istotne znaczenie diagnostycz-ne. Na przykład zmiana przekładni podczas eksploatacji jest wynikiem najczęściej zwar-cia zwojowego lub zwarcia części uzwoje-nia, co dyskwalifikuje transformator, a przy-

najmniej wymaga znalezienia przyczyny takiego stanu rzeczy oraz jej usunięcia. Inną przyczyną zmiany przekładni podczas eks-ploatacji może być uszkodzenie układu na-pędowego PPZ, powodujące niewłaściwe połączenia na niektórych pozycjach.

Nowy wskaźnik stopnia zużycia izolacji papierowej w eksploatacji

Praktyczne wykorzystanie dobrego wskaźnika stanu mechanicznego izolacji papierowej, jakim jest jej stopień polime-ryzacji DP, jest ograniczone jedynie do przypadków, w których istnieje możliwość pobrania próbek izolacji dostępnych tylko podczas wewnętrznego przeglądu trans-formatora lub jego remontu. Zwiększająca się liczba transformatorów starszej kon-strukcji spowodowała konieczność po-szukiwania innych, skutecznych narzędzi kontroli stopnia zużycia izolacji papierowej. Należy do nich nieinwazyjny pomiar kon-centracji niektórych czynników rozpusz-czonych w oleju transformatorowym. Są to przede wszystkim: tlenki węgla CO i CO2, ich suma CO + CO2 i stosunek CO2/CO oraz furany, a w szczególności 2-furfural (2FAL). Obydwa te wskaźniki mają jednak szereg niedostatków. Tematyka związana z korelacją pomiędzy zawartością 2FAL w oleju a DP w transformatorze była dość szczegółowo omówiona np. w [41].

Od pewnego czasu - pierwsze bada-nia podjęto w 2001 roku w IREQ (Kanada) - zaczęto wykorzystywać do szacowania stopnia zużycia izolacji papierowej w eks-ploatacji koncentrację metanolu (CH3OH) w oleju transformatorowym. Rezultaty zarówno badań laboratoryjnych, jak i po-miarów porównawczych z koncentracją 2FAL w oleju transformatorów blokowych w elektrowniach jądrowych w Belgii po-dano w referacie [7] prezentowanym na forum Komitetu Studiów A2 oraz w refera-cie [33] przedstawionym w ramach Komi-tetu Studiów D1. Wynika z nich, że stopień koncentracji metanolu w oleju może być dobrym wskaźnikiem stopnia zużycia izola-cji papierowej w eksploatacji, szczególnie w początkowych etapach procesu starze-nia, a więc tam, gdzie zmiany koncentracji 2FAL są niewielkie.

Tabela 2

Statystyczne kryteria uszkodzeń wg [11]

ParametrPrawdopodobieństwo uszkodzenia, % Wart. dop.

wg IET [39]0,5 1,5 10 100

Suma gazów palnych, ppm - 720 1 900 4 600 2 880 - 3 700

Węglowodory, ppm - 335 1 300 3 200 -

CO2 , ppm - 2 500 4 000 10 000 4 000

Tgδ, % 0,05 0,07 2 4 6

Zaw. wody, ppm 10 15 20 25 30

Kwasowość, mgKOH/g 0,03 0,1 0,2 0,5 0,3

Nap. pow., mN/m 50 40 30 20 22

Nap. przebicia, kV 70 60 50 40 50

Tabela 3

Średnie wartości wybranych parametrów diagnostycznych oleju w populacji analizowanej w [20] w zależności od wieku transformatora

Wiek trans-formatora,

lata

Zaw. inhibitora,

%

Zawilgocenie, ppm

Kwasowość,mgKOH/g

tgd, [-] CO2, ppm CO, ppm

I N I N I N I N I N

do 10 0,32 2,8 3,0 0,02 0,02 0,005 0,007 498 1 588 90 147

10 - 20 3,3 0,03 0,012 1 730 155

20 - 30 3,7 0,05 0,040 2 006 195

30 - 40 0,25 2,9 4,6 0,03 0,06 0,008 0,045 1 537 1 997 151 164

pow. 40 0,19 5,0 7,1 0,05 0,07 0,021 0,065 2 517 2 843 206 176

I - olej inhibitowany, N - olej nieinhibitowany

44. SESJA


Doświadczenia z eksploatacji systemów monitoringu

W referacie [2] omówiono doświad-czenia z eksploatacji zintegrowanych systemów sterowania, diagnostyki i mo-nitoringu SUMTO pracujących w trybie on-line w energetyce rosyjskiej. Systemy zaczęto instalować w roku 2003 w sta-cjach energetycznych 220 - 500 kV oraz elektrowniach, w tym jądrowych. W koń-cu 2011 roku pracowało ich około 100 zamontowanych na około 300 transfor-matorach, autotransformatorach i dła-wikach. Systemy SUMTO, opracowane i wykonane w Rosji zarówno w warstwie sprzętowej, jak i w warstwie oprogramo-wania, zasadniczo wpisują się w strategię „smart grid” i obejmują m. in. blok stero-wania przełącznikiem zaczepów pod ob-ciążeniem, blok efektywnego sterowania układem chłodzenia oraz blok określania możliwych przeciążeń.

W trakcie blisko 10-letniej eksploatacji systemów ujawniło się szereg niedoskona-łości o różnym charakterze. Należą do nich na przykład:• niska stabilność i znaczna awaryjność

w rosyjskich warunkach klimatycznych urządzeń do pomiaru zawartości ga-zów rozpuszczonych w oleju różnych producentów (Calisto firmy Morgan - Schaffer, Hydran M2 firmy GE - Ener-gy, MTE firmy Hydrocal, Transfix firmy Kelman),

• mała trwałość wskaźników temperatury z wyjściem analogowym 4 - 20 mA,

• mała czułość pojemnościowych czujni-ków zawilgocenia oleju.

Stwierdzono ponadto, że wymiana izo-latorów przepustowych olejowych na impre-gnowane żywicą (RIP) spowodowała znacz-ne obniżenie ich awaryjności, co jednak nie eliminuje konieczności monitorowania tych-że izolatorów. Niemniej stosowana metoda pomiaru prądu upływu charakteryzuje się silną zależnością wyników pomiarów od wahań i asymetrii napięć w sieci.

Zmiany wymaga algorytm stosowane-go modelu cieplnego, przede wszystkim w kategoriach wprowadzenia do niego zestawu nie uśrednionych danych okre-ślonych w normach i przewodnikach, lecz danych charakteryzujących monitorowa-ną jednostkę. Dane te obejmują przyrosty temperatury oleju, przyrost średniej tempe-ratury uzwojenie-olej, stałe czasowe trans-formatora i uzwojeń, współczynnik hot--spotu, wykładniki potęg przy przeliczaniu przyrostu temperatury oleju ze zmianą strat w transformatorze oraz przeliczaniu śred-niego przyrostu temperatury uzwojenie-olej ze zmianą prądu obciążenia, wszystko przy różnej liczbie pracujących chłodnic, a w przypadku jednostek regulacyjnych również na różnych pozycjach przełączni-ka zaczepów.

Inne postulaty o charakterze technicz-nym dotyczą zwiększenia klasy przekładni-ków oraz skrócenia czasu wymiany uszko-dzonych elementów systemu.

Ostatnia grupa wniosków dotyczy celo-wości wprowadzenia określonych rozwią-zań formalnych, jak:• organizacja szkoleń treningowych per-

sonelu stacji energetycznych ukierun-kowanych na obsługę systemów moni-toringu,

• opracowanie przepisów eksploatacji takich systemów, obejmujących m. in. obligatoryjność podejmowania sugero-wanych przez system działań,

• szersze niż do tej pory propagowanie problematyki eksploatacyjnej wśród personelu technicznego producentów transformatorów.

Alternatywne płyny elektroizolacyjne

Osobną grupę tematyczną wśród pre-zentowanych na ubiegłorocznej sesji ple-narnej referatów stanowiły te, dotyczące zagadnień zastosowania alternatywnych płynów elektroizolacyjnych do transfor-matorów energetycznych o coraz większej mocy i napięciu znamionowym. Jest kilka głównych powodów, dla których podejmo-wane są próby rozpowszechnienia zasto-sowania tych właśnie płynów. Należą do nich między innymi:• biodegradowalność,• trudnopalność,• możliwość wytwarzania z odnawialnych

źródeł.Kilka artykułów zaprezentowanych

w trakcie ostatniej sesji CIGRE poświęco-nych było badaniom tychże płynów. W re-feratach [16], [18] oraz [25] znaleźć można wyniki i wnioski dotyczące stosowalności estrów jako zamienników oleju mineralne-go. Autorzy zgodnie podają, że na obecnym etapie prowadzonych badań i przed wpro-wadzeniem do powszechnego zastoso-wania w transformatorach energetycznych na najwyższe napięcia (powyżej 110 kV)

Rys. 3. Typowe wartości temperatury zapłonu i palenia (a) oraz biodegradowalności (b) płynów elektroizolacyjnych

Czas [dni]5 10 15 20 25 30

100

80

60

40

20

Estry naturalne

Estry syntetyczne

Olej mineralny

Olej silikonowy

Temperatura [oC]0 100 200 300 400

Estry naturalne

Estry syntetyczne

Olej silikonowy

Olej mineralny - 1 – Temperatura palenia- 2 – Temperatura zapłonu

- 1- 2

- 1- 2

- 1- 2

a) b)



i o dużej mocy znamionowej (powyżej 100 MVA), należy uwzględnić:• wytrzymałość elektryczną układu elek-

troizolacyjnego transformatora napeł-nionego estrami,

• właściwości impregnacyjne estrów,• ich wpływ na wydajność układu chło-

dzenia,• kompatybilność estrów z innymi materia-

łami konstrukcyjnymi transformatorów,• stabilność starzeniową estrów oraz ich

interakcje z celulozą,• wpływ na uzyskiwane wyniki i sposób in-

terpretacji wyników badań diagnostycz-nych (w tym DGA czy zawartości związ-ków furanu) - jak podano w [18], gazy generowane przy charakterystycznych uszkodzeniach pozostają te same, lecz ich koncentracje są już dalece inne. Podstawowymi parametrami, które od-

różniają estry od oleju mineralnego są bio-degradowalność i trudnopalność. Na rysun-ku 3 zaprezentowano typowe wartości tych parametrów w odniesieniu do poszczegól-nych płynów elektroizolacyjnych.

Wspomnianą trudnopalność scharak-teryzować można energią, jaką należy dostarczyć, aby podgrzać płyn do tempe-ratury palenia. Dla zobrazowania różnicy w [16] podano ilość energii potrzebną do podgrzania 1 litra oleju mineralnego i estru syntetycznego. Są to wartości w przybliże-niu odpowiednio 170 kJ oraz 500 kJ.

W opracowaniach [16] oraz [24] za-prezentowano wyniki badań i prób elek-trycznych poszczególnych gatunków płynów oraz obiektów nimi izolowanych,

kontaktu układu izolacyjnego z powietrzem. Zaprezentowane na rysunku 5 wartości stopnia polimeryzacji DP starzonego papieru potwierdzają wniosek o lepszych właściwo-ściach w rozwiązaniach hermetyzowanych.

Największą do tej pory jednostką wy-produkowaną i napełnioną estrem, która przeszła próby i badania z wynikiem pozy-tywnym, jest opisany w [16] transformator o mocy znamionowej 135 MVA i napięciu znamionowym 245 kV. W świetle zaprezen-towanych opinii należy oczekiwać wykorzy-stania alternatywnych płynów elektroizola-cyjnych w coraz większych jednostkach.


[1] A2-101. Picher P., Riendeau S., Gauvin

M., Léonard F., Dupont L., Goulet J., Ra-

jotte C. (Kanada): New Technologies for

Monitoring Transformer Tap-Changers and

Bushings and their Integration into a Mo-

dern IT Infrastructure.

[2] A2-102. Darian L., Valuyskikh A., Mordco-

vich A., Turcot V., Tsfasman G. (Rosja): The

Implementation and Operational Experien-

ce of Transformers Control, Monitoring and

Diagnostic Systems at the United National

Electric Power System of Russia.

[3] A2-103. Colla L., Di Giulio A., Iuliani V., Pa-

lone F., Rebolini M. (Włochy): Autotrans-

formers Evolution, Reliability, Safety and

Modelling in the Italian Transmission Grid.

[4] A2-104. Iliceto F., Marton F. (Włochy), Darku

C. (Zachodnia Afryka): EHV/HV Autotrans-

formers with In-Phase and In-Quadrature

Voltage Regulation. Applications in Ghana.

Rys. 4. Obliczony rozkład temperatury w uzwojeniu

w zależności od zastosowanego płynu elektroizolacyjnego Rys. 5. Wartość stopnia polimeryzacji papieru po próbie starzeniowej

Olej mineralny

Estry syntetyczne

Estry naturalne

Temperatura Hot-Spot-u

70 K 77 K 80 K

Estry naturalne

Estry syntetyczne

Olej mineralny

Izolacja nowa

1050

600

345

495

320

od 5

78 d

o 71

8

do 5

32

Sto

pień

pol

imer

yzac

ji D

P

1200

1000

800

600

400

200

Kolumna lewa

Kolumna prawa

- kontakt z powietrzem

- brak kontaktu z powietrzem

z uwzględnieniem takich właściwości, jak większa higroskopijność, wolniejsze tempo impregnowania dielektryków stałych, kom-patybilność materiałowa, itp.

W [18] przedstawiono także wyniki badań dotyczących zastosowania alter-natywnych płynów elektroizolacyjnych do napełniania urządzeń, stanowiących wypo-sażenie transformatorów energetycznych, w tym komór głowic podobciążeniowych przełączników zaczepów czy izolatorów przepustowych. W tym samym opracowa-niu omówiono mieszalność poszczegól-nych płynów oraz wymianę oleju mineral-nego na biodegradowalny płyn w transfor-matorach eksploatowanych.

Kolejnym zagadnieniem, które należy uwzględnić przy projektowaniu transformato-ra z przeznaczeniem do napełnienia estrami jest układ chłodzenia. Ze względu na lep-kość kinematyczną, której typowe wartości są 4 razy większe od wartości tego parame-tru w przypadku oleju mineralnego, znaczą-co mniej wydajnie odprowadzane jest ciepło z uzwojeń. Mimo lepszej przewodności i po-jemności cieplnej estrów, w skrajnym przy-padku, w transformatorze o standardowej konstrukcji, może to skutkować znacznym zwiększeniem średniej wartości temperatury w uzwojeniu (rys. 4).

Wartą zacytowania jest również przy-taczana w [16] i [24] ocena procesów sta-rzeniowych izolacji papierowej. W świetle wyników przeprowadzonych prób starzenio-wych, papier izolacyjny starzeje się wolniej w przypadku zaimpregnowania estrami. Ist-nieje jednak warunek dodatkowy, dotyczący

44. SESJA


[5] A2-105. Romero A., Harder F., Mombello

E., Ratta G., (Argentyna), Dib R. (Niemcy):

Dealing with the Lack of Loading and Over-

loading Data to Determine the Loss of Life

of the Power Transformer Insulating Paper.

[6] A2-106. Ma H., Saha T. K., Ekanayake C.,

Allan D. (Australia): Modern Machine Le-

arning Techniques for Power Transformer

Condition Assessment.

[7] A2-107. Schaut A., Eeckhoudt S. (Belgia):

Identification of early-stage paper degra-

dation by methanol.

[8] A2-108. El-Zahab E. A., Helmi D., Salah

M., Alokabi A. (Egipt): Enhanced Modelling

and Early Detection of Power Transformers

Internal Incipient Faults.

[9] A2-109. Bocheński B., Mosiński F., Pio-

trowski T., Anders G. J. (Polska): A Com-

puter Program for Life-Time Management

of Power Transformers.

[10] A2-110. Bengtsson T. Abeywickrama N.

(Szwecja): On-line Monitoring of Power

Transformer by Fundamental Frequency

Signals.

[11] A2-111. Gockenbach E., Zhang X. (Niem-

cy), Liu Z., Chen H., Yang L. (Chiny): Life

Time Prediction of Power Transformers

with Condition Monitoring.

[12] A2-112. Tiwari R. K., Gupta S. K., Singh R.

K., Lalwani G., Kuntia J.S. (Indie): Critical

Technical Aspects During Design, Manu-

facturing and Testing of India's First 1200

kV UHVAC Transformer.

[13] A2-113. Dewangan S. K., Srivastava T.,

Moorkath V. (Indie): Salient Design Featu-

res of 188 MVA, 220/96/28 kV Biggest Ra-

ting Regulating Transformer.

[14] A2-114. Alves M. E. G., Pena M. C. M., Se-

verino C. (Brazylia): Bushing Failures with

Rapid and Very Rapid Evolution Time De-

tected by Online.

[15] A2-115. Gautschi D., Weiers T., Buchs G.,

Wyss S. (Szwajcaria): Ultra High Frequen-

cy (UHF) Partial Discharge Detection for

Power Transformers: Sensitivity Check on

800 MVA Power Transformers and First

Field Experience.

[16] A2-201. Pukel G. J., Schwarz R., Baumann

F., Muhr H. M.,Eberhardt R., Wieser B.,

(Austria), Chu D. (USA): Power Transfor-

mers with Environmentally Friendly and

Low Flammability Ester Liquids.

[17] A2-202 Loizos G., Souflaris T. (Grecja), La-

gache P., Sacotte M. (Francja), Gokcen I.

(Turcja): Amorphous Metal-Based Distribu-

tion Transformers: Evaluation of the Cur-

rent Technology Situation and a Proposed

Design for Short-Circuit Withstand.

[18] A2-203. Hajek J., Kranenborg J., Sundqvist

P., Jonsson R., Skytt T., Samuelsson B.

(Szwecja), Asano R. Jr (Brazylia), Frimpong

G. K., Girgis R. (USA): Considerations for

the Design, Manufacture, and Retro – Filling

of Power Transformers with High Fire Point,

Biodegradable Ester Fluids.

[19] A2-204. Fogelberg T., Sjöberg D., Pra-

dhan M. K., Pettersson L. A. A., Dahlgren

M., Rehme J., Nordigarden D. (Szwecja),

Swiatkowski M. (Polska), Mortensen E.

(Dania): Energy Efficient Transformers

and Reactors, Some Incentive Models and

Case Studies to Show the Long Term Pro-

fitability of Such Designs.

[20] A2-205. Schaefer M., Atanasova-Hoehlein

I., Sundermann U. (Niemcy): Quo Vadis

Aged Transformer Fleets?

[21] A2-206. Shaoyu L., Jixian M., Jiayang G.,

Kaihua L., Guoshaowei, Dawei Y. (Chiny):

Practical Application of on-site Vapour Phase

Drying Technique on Power Transformers.

[22] A2-207. Prieto A., Cuesto M., Pacheco P.,

Oliva M., Prieto L., Fernandez A., Navarro

L., Gago H., Burgos M. (Hiszpania): Opti-

mization of Power Transformers Based on

Operative Service Conditions for Improved

Performance.

[23] A2-208. Murillo R., Nogués A. (Hiszpania),

Smajic J., Steinmetz T. (Szwajcaria), Tepper J.

(Niemcy): Electromagnetic Simulations Sup-

porting the Development of Dry - Type Trans-

formers for Subtransmission Voltage Levels.

[24] A2-209. Wang Z. D., Liu Q., Wang X., Yi X.,

Jarman P., Wilson G., Dyer P., Walker D.,

Lashbrook M., Noakhes J. (Wk. Brytania),

Perrot F., Perrier C. (Francja): Ester Insu-

lating Liquids for Power Transformers.

[25] A2-210. Lashbrook M. (Wk. Brytania),

Kuhn M. (Szwajcaria): The Use of Ester

Transformer Fluids for Increased Fire Sa-

fety and Reduced Costs.

[26] A2-211. Egger D., Krüsi U., Dais A., Zic

Z., Odermatt W., Czyzewski J., Rocks J.

(Szwajcaria): New Paper - Free Insulation

Technology for Dry High - Voltage Conden-

ser Bushings.

[27] A2-301. Bachinger F., Hackl A., Hamber-

ger P., Leikermoser A., Leber G., Passath

H., Stoessl M. (Austria): Direct Current in

Transformers: Effects and Compensation.

[28] A2-302. Weijie Z. (Chiny): The Dynamic

Harmonics Characteristics Research of

Extra/Ultra High Voltage Magnetically Con-

trolled Shunt Reactor.

[29] A2-303. Ngnegueu T., Marketos F., Devaux

F. (Francja), Xu T., Bardsley R., Barker S.

(Wk. Brytania), Baldauf J., Oliveira J. (Bra-

zylia): Behaviour of Transformers Under DC/

GIC Excitation: Phenomenon, Impact on De-

sign/Design Evaluation Process and Model-

ling Aspects in Support of Design.

[30] A2-304. Girgis R., Vedante K. (USA),

Gramm K. (Szwecja): Effects of Geoma-

gnetically Induced Currents on Power

Transformers and Power Systems.

[31] A2-305. Yokotsu K., Shirasaka Y., Ebisawa

Y., Murakami H. (Japonia): On-site Measu-

rement, Suppressing and Assessment of

Inrush Currents in a 1000 kV UHV Transfor-

mer, with Consideration of Core Saturation.

[32] A2-306. Steinmetz T., Smajic J., Carlen

M. (Szwajcaria), Outten S., Hartmann T.

(USA): Benefits of Transformers Based on

Triangular Wound Core Configurations.

[33] D1-103. Bertrand Y., Tran-Duy C., Murin V.

(Francja), Schaut A., Autru S., Eeckhoudt

S. (Belgia): MV/LV Distribution Transfor-

mers: Research on Paper Ageing Markers

PIŚMIENNICTWO

[1] Allard L., Lorin P., Foata M., Prajescu S.,

Rajotte C., Landry C.: Vibro - Acoustic Dia-

gnostic: Contributing to an Optimized On

- Load Tap Changer (OLTC) Maintenance

Strategy, CIGRE 2010, Rep. A2-202.

[2] Foata M., Rajotte C., Jolicoeur A.: On - Load

Tap Changer Reliability and Maintenance

Strategy, CIGRE 2006, Rep. A2-102.

[3] Jagers J., Tenbohlen S.: Different Appro-

aches for the Acquisition of Reliability Sta-

tistics, CIGRE 2009, 6th Southern Africa Re-

gional Conference, Somerset West (Cape

Town), 17 - 21 August 2009, Paper C-104.

[4] Kaźmierski M., Kersz I., Pinkiewicz I., Wosiak

A., Figura M.: Zaawansowany system moni-

toringu transformatorów w eksploatacji, Mat.

Międzynarodowej Konf. Transformator’07,

Toruń 30 - 31 maja 2007, ss. 101 - 111.

[5] Picher P., Rajotte C., Nguyen V. N.: Field

Experience with On - Line Bushing Dia-

gnostic to Improve Transformer Reliability,

CIGRE 2008, Rep. A2-217.

[6] Ramowa instrukcja eksploatacji transfor-

matorów, Energopomiar - Elektryka, Gliwi-

ce 2012.

[7] Svi P., Smekalov V.: Bushing Insulation

Monitoring in the Course of Operation, CI-

GRE 1996, Rep. 12 - 106.

[8] Warczyński P., Kaźmierski M.: Transfor-

matory - Komitet Studiów A2, Energetyka

nr 3, 2009, ss. 145 - 151.

CIGRE



Tematyka wiodąca zaproponowana na 44. sesję CIGRE 2012, w obszarze odno-szącym się do aparatury wysokiego na-pięcia, została podzielona na trzy grupy zagadnień.1. Aparatura wysokiego napięcia wspoma-

gająca rozwój systemu elektroenerge-tycznego.

2. Niezawodność i czas życia aparatury wysokiego napięcia.

3. Dostosowywanie aparatury wysokiego napięcia do wymagań środowiska natu-ralnego.Rozwinięcie omawianych zagadnień

stanowią następujące podtematy zdefinio-wane podczas dyskusji nad zgłoszonymi na sesję referatami.

Dla grupy pierwszej są to:• ultrawysokie napięcia prądu przemien-

nego,• konstruowanie i testowanie aparatury

dla systemów ultrawysokich napięć prą-du stałego,

• rola i znaczenie wewnętrznej inteligencji aparatury wysokiego napięcia,

• wpływ na aparaturę wysokiego napięcia zmian w projektowaniu i prowadzeniu ruchu systemu elektroenergetycznego prądu przemiennego.Dla grupy drugiej:

• trendy i doświadczenia w zakresie nieza-wodności aparatury wysokiego napięcia,

• określanie czasu życia aparatury wyso-kiego napięcia i zarządzanie tym czasem,

• znaczenie monitorowania stanu apara-tury wysokiego napięcia.Dla grupy trzeciej:

• minimalizowanie oddziaływania na śro-dowisko naturalne,

• projektowanie i testowanie aparatury wysokiego napięcia dla warunków eks-tremalnych (temperatura, trzęsienia zie-mi, zanieczyszczenia itp.),

• aparatura dla warunków morskich.Jak łatwo zauważyć, tematyka wiodą-

ca to bardzo szeroki obszar zagadnień, ale jednocześnie stanowiący wybór tego, co aktualnie najbardziej interesuje osoby związane różnorodnymi relacjami z ener-getyką zawodową. Zainteresowanie pro-blemami dotyczącymi konstruowania, badania, produkcji i eksploatacji apara-tury wysokiego napięcia, mierzone wy-soką frekwencją podczas sesji plenarnej poświęconej tej tematyce, każe uznać, iż warto przybliżyć najistotniejsze tezy, ja-kie wypełniały poszczególne publikacje przygotowane na 44. sesję CIGRE 2012 i w ten sposób zachęcić do lektury peł-nej ich treści. Jeżeli niniejszy artykuł przyczyni się do wzrostu zainteresowa-nia problematyką związaną z aparaturą wysokiego napięcia, autor uzna swoje zadanie wobec Czytelnika za spełnione. Wykaz referatów opublikowanych w ma-teriałach z 44. sesji CIGRE 2012 znajduje się na końcu artykułu.

Aparatura wysokiego napięcia wspomagająca rozwój systemu

elektroenergetycznego

Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i konieczność jej przesyłania na coraz to większe odległości przy jed-noczesnym założeniu ograniczania strat w sieci prowadzi nieuchronnie do pod-

noszenia poziomu napięcia stacji i linii elektroenergetycznych oraz stosowania na rosnącą skalę przesyłu z zastoso-waniem prądu stałego. Należy jednak zwrócić uwagę, że powstawanie stacji elektroenergetycznych o kolejnych, wyż-szych poziomach napięć jest możliwe tylko wtedy, gdy do dyspozycji mamy odpowiednią aparaturę. Aparaturę taką, poza właściwym poziomem napięcia, powinna także cechować wysoka nie-zawodność, niskie koszty eksploatacji i maksymalnie ograniczony poziom ne-gatywnego oddziaływania na środowi-sko naturalne.

Ostatnie lata zaznaczyły się dla ener-getyki znaczącym sukcesem w stosowa-niu wyłączników próżniowych dla śred-nich napięć, to znaczy napięć do poziomu 52 kV włącznie. Technologia ta prawie całkowicie wyparła inne, stosowane uprzednio rozwiązania. Walory użytko-we wyłączników próżniowych średniego napięcia potwierdzone wieloletnią nie-zawodną eksploatacją spowodowały, że rozpoczęto konstruowanie i testowanie komór próżniowych zdolnych pracować w wyłącznikach wysokich napięć. Arty-kuł A3-101 omawia rezultaty prób typu i prawie rocznej eksploatacji wyłączników próżniowych dla napięcia 72,5 kV. Na ry-sunku 1 zaprezentowano wyłącznik próż-niowy 72,5 kV na stanowisku pracy.

Próby typu zostały przeprowadzone przez niezależny instytut PEHLA z Nie-miec i potwierdziły zgodność z wyma-ganiami norm IEC. Na podstawie testów potwierdzono parametry wyłącznika ze-brane w tabeli 1.

Sławomir SamekEnergoprojekt - Kraków SA

Aparatura wysokonapięciowa – Komitet Studiów A3

High Voltage Equipment – Study Committee A3

44. SESJA


Po pomyślnym przejściu prób typu, wy-łączniki próżniowe 72,5 kV trafiły do eks-ploatacji w warunkach rzeczywistych stacji elektroenergetycznych. Były to stacje zlo-kalizowane w różnych krajach, a wyłączniki zabudowano w polach liniowych i polach łączników szyn. Okres eksploatacji po-twierdził pełną zdolność wyłącznika próż-niowego 72,5 kV do niezawodnego realizo-wania funkcji łączeniowych. Można ocze-kiwać, że wyłącznik będzie w stanie wy-konać bezawaryjnie 10 000 łączeń prądu znamionowego i 30 łączeń znamionowego prądu zwarciowego. Wysoce zadowalające rezultaty pracy wyłączników próżniowych 72,5 kV każą prowadzić badania i próby nad wyłącznikami tego typu dla wyższych poziomów napięć.

Artykuł A3-102 został poświęcony ba-daniom nad uszkodzeniami połączonymi z eksplozją aparatów posiadających we-wnętrzną izolację zawierającą olej trans-formatorowy. Wyładowania łukowe w tego typu izolacji prowadzą do rozkładu oleju i wyzwolenia dużych ilości gazu. W wyni-ku tego procesu powstaje znaczący wzrost ciśnienia, co może skutkować eksplozją aparatu. Proces zniszczenia może wtedy dotyczyć nie tylko uszkodzonego aparatu, ale także urządzeń znajdujących się w po-bliżu. Zapobieganie groźnym w skutkach awariom polega na stosowaniu rozwiązań konstrukcyjnych odpornych na wzrost ci-śnienia. Mogą to być na przykład membra-ny, które przy wzroście ciśnienia ulegają przerwaniu i kierują strumień gazu tam,

gdzie nie napotyka on innego wyposażenia i w ten sposób nie czyni żadnych dodatko-wych szkód.

Prawidłowy dobór rozwiązania umoż-liwiajacego ograniczenie negatywnych skutków nadmiernego wzrostu ciśnienia musi być poprzedzony obliczeniami i ba-daniami pozwalającymi określić wielkość energii, jaka może się wydzielić w pro-cesie zwarcia wewnętrznego w aparacie. Istotną innowacją dla prowadzenia badań nad wzrostem ciśnienia, zaproponowaną w artykule, jest zastąpienie inicjowania zwarcia łukowego przez wykorzystanie energii chemicznej. Badanie odporności konstrukcji na konsekwencje wzrostu ci-śnienia staje się wtedy dużo mniej skom-plikowane i tańsze, a otrzymane wyniki są właściwe dla procesu dalszego wnio-skowania. Sprawdzenie metody w warun-kach rzeczywistych zostało wykonane na serii przekładników dla napięć od 110 kV do 330 kV.

Rozwój systemu elektroenergetycz-nego, polegający na przyłączaniu nowych źródeł wytwórczych o coraz to większych mocach jednostkowych, budowie kolej-nych połączeń wysokiego napięcia czy też tworzenie bezpośrednich połączeń sys-temów różnych krajów bądź operatorów, prowadzi nieuchronnie do wzrostu wartości prądów zwarcia. Taka sytuacja nie pozo-staje oczywiście bez wpływu na aparaturę wysokiego napięcia, która musi sprostać coraz to nowym wymaganiom, a nawet zagwarantować poprawne funkcjonowa-nie w dającym się przewidzieć procesie dalszych wzrostów poziomów zwarcio-

wych. Problematyce tej został poświęcony artykuł A3-103, w którym, na przykładzie systemu elektroenergetycznego Holandii, pokazano aktualne tendencje rozwojowe i ich konsekwencje. Rysunek 2, poprzez pokazanie wzrostu liczby transformatorów o dużych mocach jednostkowych, znako-micie ilustruje wystąpienie daleko idących konsekwencji w postaci nowych, wyższych poziomów prądów zwarcia.

Jeszcze nie tak dawno uważany za trudny do osiągnięcia poziom 63 kA trze-ba już zastępować wartościami 80 kA, a nawet 100 kA. W Holandii przyjęto, że na aktualnym etapie budowy kolejnych ele-mentów systemu elektroenergetycznego należy przyjąć następujące wartości prą-dów zwarcia:• 400 kV 80 kA,• 150 kV 63 kA,• średnie napięcie 40 kA.

Rys. 1. Pilotażowa instalacja wyłącznika

próżniowego 72,5 kV

Tabela 1

Parametry znamionowe wyłącznika próżniowego

Parametr Wartość

Napięcie znamionowe 72,5 kV

Wytrzymywane napięcie krótkotrwałe o częstotliwości sieciowej 140 kV

Wytrzymywane napięcie piorunowe 325 kV

Częstotliwość znamionowa 50 Hz

Prąd znamionowy 2500 kA

Czas trwania zwarcia 3 s

Znamionowy prąd zwarciowy 31,5 kA

Znamionowy prąd zwarciowy – wartość szczytowa 85,1 kA

1989 1997 2003 2007 2012

60

50

40

30

20

10

0

Rys. 2. Wzrost liczby transformatorów

400/150 kV i 220/110 kV w Holandii

w ciągu ostatnich lat



Tym nowym wartościom muszą oczy-wiście odpowiadać zdolności łączeniowe i wytrzymałość aparatury wysokiego napię-cia oraz osprzętu. Należy także zauważyć, iż do nowych potrzeb i oczekiwań klien-tów muszą się dostosowywać laboratoria badawcze i instytucje certyfikujące. Ko-nieczna staje się więc budowa stanowisk zdolnych wygenerować prądy zwarciowe o odpowiedniej wartości i weryfikować skutki działania tych prądów na pojedyn-cze aparaty, a także fragmenty połączeń.

Dokonujący się w ostatnim czasie gwałtowny rozwój systemu elektroenerge-tycznego w Chinach stawia coraz to nowe, niespotykane wcześniej, wymagania. Przy-kładem takich wymagań może być określa-nie odstępów izolacyjnych w powietrzu dla wysokości nad poziomem morza znacznie przekraczających 1000 m. W artykule A3-104 zaprezentowano wyniki prac dotyczą-cych przygotowania propozycji odstępów izolacyjnych dla linii prądu stałego ±800 kV.

napięć, w tym także linii prądu stałego. Li-nie te niejednokrotnie muszą przebiegać przez obszary o wysokości bezwzględnej przekraczającej nawet 4000 m. W takich przypadkach koniecznością staje się in-dywidualne podejście do określania wy-maganych odległości napięciowych. Dla uzyskania gwarancji niezawodnej pracy, wyznaczone w sposób teoretyczny warto-ści są poddawane sprawdzeniom w wa-runkach rzeczywistych przy zastosowaniu odpowiednio dobranych poziomów napięć probierczych.

Artykuł A3-106 przybliża zagadnie-nia związane ze specyfiką konstruowania pojemnościowych przekładników napię-ciowych 1200 kV dla potrzeb systemu elektroenergetycznego w Indiach. Na pojemnościowy przekładnik napięciowy zwrócono uwagę ze względu na jego róż-ne funkcje. Jest on wykorzystywany do pomiaru napięcia, zasilania zabezpieczeń, a także jako element sprzęgający telefonii nośnej. Szczególną troską konstruktorów przekładników pojemnościowych powinny być objęte warunki specjalne, jakie mogą wystąpić w rzeczywistym systemie elek-troenergetycznym, które mogą w istotny sposób wpływać na niezawodną pracę aparatu. Za jeden z takich warunków spe-cjalnych można uznać zjawisko ferrorezo-nansu. W artykule zaprezentowano meto-dykę obliczeń pozwalającą na określenie skali zagrożenia i zaproponowano układy do tłumienia ferrorezonansu. Dla obliczeń ferrorezonansu kluczowe znaczenie ma opracowanie właściwego schematu za-stępczego przekładnika pojemnościowe-go. Przykład takiego schematu pokazano na rysunku 4.

Po wykonaniu obliczeń możliwe staje się zaproponowanie indywidualnie dosto-sowanego do konkretnych warunków ukła-

du tłumiącego. Zestaw układów tłumiących obrazuje rysunek 5.

Artykuł A3-107 dotyczy napięć po-wrotnych generowanych podczas łącze-nia transformatorów. Dla prawidłowego doboru wyłącznika do pracy w tego typu obwodzie największe znaczenia ma wła-ściwe zamodelowanie transformatora. Na podstawie modelu transformatora możliwe staje się określenie wielkości i charakteru napięć powrotnych, jakie zdolny jest wy-generować układ i z jakimi będzie musiał się zmierzyć wyłącznik. Autorzy artykułu na podstawie rozważań dotyczących systemu elektroenergetycznego z Brazylii pokazują różne sposoby podejścia do zagadnienia modelowania transformatora, mające na celu doprowadzenie do osiągnięcia najbar-dziej pożądanych rezultatów.

Artykuł A3-108, podobnie jak poprzed-ni, odnosi się do zjawisk związanych z łą-czeniem dużych transformatorów mocy. Tym razem autorzy z Japonii przybliżyli zja-wiska, jakie występują podczas wyłączania zwarć w obwodzie z transformatorami du-żej mocy, gdzie pomiędzy transformatorem a wyłącznikiem nie występują pojemności. Taki układ staje się coraz bardziej po-wszechny ze względu na nowe konstrukcje transformatorów o mocach jednostkowych do 1500 MVA. Względy ekonomiczne na-kazują, aby transformatory wielkiej mocy były coraz bardziej kompaktowe i ograni-czały swój ciężar. Wszystko to jest możli-we, ale nie dzieje się bez wpływu na pa-rametry elektryczne transformatora, szcze-gólnie te dotyczące zjawisk przejściowych. Przykład nowoczesnego transformatora 525/275/63 kV o mocy 1500 MVA przed-stawiono na rysunku 6.

Rys. 3. Stanowisko badawcze odstępów

izolacyjnych zlokalizowane w Tybecie

W celu zapewnienia dostaw energii elektrycznej do miejsc położonych w róż-nych częściach Chin koniecznością staje się budowa linii o coraz wyższym poziomie

Rys. 4. Schemat zastępczy pojemno-

ściowego przekładnika napięciowego Rys. 5. Zestaw układów do tłumienia zjawiska ferrorezonansu

C L RL Z1

LμZ2 Z0

C

R R RR

R

RL

L

LL

C

Rys. 6. Transformator 1500 MVA

montowany na stanowisku

44. SESJA


Analizy przeprowadzone przez auto-rów artykułu prowadzą do stwierdzenia, iż konieczna staje się weryfikacja norm IEC w zakresie zjawisk przejściowych, w tym szczególnie powstawania napięć powrotnych.

Zagadnieniom związanym z przery-waniem prądu w obwodach wysokiego napięcia prądu stałego został poświęcony artykuł A3-109. Autorzy pochylili się nad określaniem zachowań łuku elektryczne-go w procesie przerywania obwodu. Na wstępie zwrócono uwagę na zasadniczy element odróżniający proces przerywania prądu przemiennego i prądu stałego. Cho-dzi mianowicie o fakt, iż prąd przemien-ny z racji swojego charakteru przechodzi przez wartość zero, co zupełnie nie doty-czy prądu przemiennego. Analiza zjawisk zaprezentowana w artykule prowadzi do opracowania modelu matematycznego zdolnego do zastąpienia rzeczywistych zjawisk i procesów dokonujących się w ob-wodzie prądu stałego.

Artykuł A3-110 przybliża zagadnie-nia dotyczące ograniczania przepięć szybkozmiennych w rozdzielnicach bar-dzo wysokich napięć z izolacją gazową. W przypadku rozdzielnic z izolacją gazo-wą w powstawaniu przepięć bardzo duże znaczenie ma odbijanie się fali przepię-ciowej od otwartych odłączników bądź końców długich szyn zbiorczych. Autorzy artykułu przypominają, że dla różnych źródeł przepięć i różnego wyposażenia znanych jest wiele metod łagodzenia przepięć. Na tym tle przedstawiony zo-stał nowy sposób polegający na stoso-

waniu kompaktowych rezonatorów wyso-kiej częstotliwości. Rozwiązanie zostało przebadane przez zastosowanie w rze-czywistym układzie fragmentu rozdziel-nicy gazowej. Schemat układu został za-prezentowany na rysunku 7.

Wykonane badania potwierdziły sku-teczność zastosowanego rozwiązania. Jednocześnie przypomniano, iż przed decyzją o zastosowaniu urządzeń ogra-niczających przepięcia należy przepro-wadzić analizę zjawisk, jakie mogą wy-stąpić w miejscu zainstalowania rozdziel-nicy pod kątem spodziewanych wartości przepięć. W sytuacji, gdy przepięcia są poniżej wartości wytrzymywanej przez rozdzielnicę, z dodatkowego wyposaże-nia należy zrezygnować, aby zbytecznie nie powiększać kosztów instalowanego wyposażenia.

Izolacja kompozytowa ze względu na swe liczne walory znajduje coraz szer-sze zastosowanie w liniach i stacjach elektroenergetycznych. Według autorów artykułu A3-111 przyszedł już czas, aby te zastosowania rozszerzyć o izolatory wsporcze dla układów wysokiego na-pięcia zarówno prądu stałego jak i prze-miennego. Jak powszechnie wiadomo, rolą izolatora wsporczego, jako podpo-ry toru prądowego, jest między innymi przenoszenie obciążeń pochodzących od sił powstających podczas przepływu prądu zwarciowego. Aby izolator wspor-czy mógł w takich warunkach skutecznie pełnić swoją funkcję musi posiadać od-powiednią wytrzymałość mechaniczną. Stosowane obecnie technologie wytwa-

rzania izolatorów kompozytowych dają tym izolatorom niezbędną wytrzymałość, nawet tym o znacznej wysokości, sto-sowanym w układach bardzo wysokich napięć. Znane są już izolatory, które mogą się skutecznie opierać momentom sił o znacznej wartości. Proces symbo-licznego zastępowania porcelanowych izolatorów wsporczych, kompozytowymi obrazuje rysunek 8.

Dzięki zastosowaniu izolatorów kom-pozytowych uzyskuje się większą od-porność na zanieczyszczenia, mniejsze rozmiary i mniejszy ciężar. Wszystko to prowadzi do ograniczania kosztów inwe-stycyjnych i eksploatacyjnych. Zasadność stosowania wsporczych izolatorów kom-pozytowych może potwierdzić zestawienie danych dla izolatora 800 kV prądu stałego zebrane w tabeli 2.

Rys. 7. Schemat układu do badania przepięć w rozdzielnicy

z izolacją gazową

SurgeGenerator

TestVessel

Bushing SparkGap

GroundStrips

Sensor1

Sensor2

Tabela 2

Podstawowe parametry kompozytowego izolatora wsporczego dla systemu 800 kV prądu stałego

Parametr Wartość

Wysokość całkowita 11 397 mm

Liczba kolumn 2

Ciężar maksymalny 1 200 kg

Zakres temperatury pracy -40OC - +80OC

Maksymalne obciążenie mechaniczne 10 000 kN

Maksymalne odchylenie 167 mm

Długość drogi upływu 38 700 mm

Minimalny odstęp łukowy 10 600 mm

Rys. 8. Symboliczny proces

zastępowania izolatorów porcelanowych

izolatorami kompozytowymi



Niezawodność i czas życia aparatury wysokiego napięcia

Utrzymanie aparatu wysokiego napię-cia w jak najlepszej kondycji przez możliwie najdłuższy czas jest bardzo ważne z pun-ku widzenia niezawodności i kosztu pracy systemu elektroenergetycznego. Istotny wpływ na niezawodność każdego aparatu wysokiego napięcia ma zespół narażeń, ja-kim jest on poddawany. Uzyskując coraz to większą wiedzę na temat warunków, w ja-kich pracuje aparatura jesteśmy w stanie poprawiać te parametry, które zwiększają odporność na działania zewnętrzne i czy-nią wyposażenie wysokiego napięcia speł-niającym wymagania, jakie nakłada na nie przyszły użytkownik.

W celu poprawy parametrów energii elektrycznej zarówno w systemach prze-syłowych jaki i w systemach dystrybucyj-nych instaluje się baterie kondensatorów. Urządzenia te podlegają bardzo częstym procesom łączeniowym związanym z wy-stępującymi zmianami obciążenia. Artykuł A3-201 poświęcony został oddziaływaniu prądów załączania i wyłączania baterii oraz prądów związanych z przyłączaniem kolejnych członów już pracujących baterii kondensatorów na pracujące w obwodzie urządzenia, głównie wyłączniki. Prądy roz-ruchowe baterii kondensatorów mogą mieć bardzo niekorzystny wpływ na poprawną pracę wyłączników. Dotyczy to zarów-no wyłączników próżniowych, jak i tych, w których jako medium gaszące i izolacyj-ne stosuje się gaz SF6. Przeprowadzone badania zachowań wyłączników podczas procesu łączenia baterii kondensatorów, w tym także pozwalające monitorować emisję elektronów z elektrod wyłącznika próżniowego, dostarczają nowych informa-cji o procesach zachodzących w wyłączni-kach. Zebrana w ten sposób wiedza może być wykorzystywana do rozwoju wyłącz-ników i ich dostosowywania do jak najlep-szego pełnienia swojej funkcji w skompli-kowanych układach.

Najistotniejszym kierunkiem działania operatorów systemów energetycznych jest utrzymanie równowagi pomiędzy koszta-mi eksploatacji a niezawodnością dosta-wy energii elektrycznej. W tę konwencję

bardzo dobrze wpisuje się stosowanie zabiegów o charakterze prewencyjnym, które prowadzą do wydłużenia okresu niezawodniej pracy urządzeń. W artykule A3-202 przedstawiono wyniki badań nad niezawodnością rozdzielnic wysokiego na-pięcia z izolacją gazową SF6. Analizie zo-stały poddane dwie populacje rozdzielnic: 123 kV i 420 kV. Zestawienie elementów, które najczęściej ulegały awarii, przedsta-wiono w tabeli 3.

Na podstawie usystematyzowanych w ten sposób danych można dokonywać analizy możliwości wprowadzenia przez producentów rozdzielnic zmian konstruk-cyjnych, które poprawią wskaźniki awa-ryjności dla wybranych elementów roz-dzielnic z izolacją gazową SF6. Z drugiej zaś strony pojawia się materiał pozwa-lający opracować zasady prowadzenia eksploatacji rozdzielnic już pracujących pod kątem stosowania wcześniejszych zabiegów o charakterze konserwacyjnym i remontowym, co pozwoli wyeliminować wystąpienie w przyszłości ewentualnych awarii.

Tworzenie warunków do niezawodnej pracy aparatury wysokiego napięcia rozpo-czyna się już na etapie jej konstruowania. Prawidłowo dobrane materiały i optymalne rozwiązania techniczne to w przyszłości zdolność do bezawaryjnej pracy przez sze-reg lat. W artykule A3-203 zaprezentowano wykorzystanie symulacji komputerowych do analizy powstawania i zachowywania się łuku elektrycznego podczas przerywa-nia obwodu przez wyłącznik wysokiego napięcia z izolacją gazową SF6. Poznanie procesu powstawania i palenia się łuku elektrycznego pozwala z kolei określić roz-kład temperatury w komorze wyłącznika.

Przykładowy rozkład temperatury w jed-nej z dwóch komór tworzących wyłącznik 550 kV, dla różnych prądów wyłączalnych, przedstawiono na rysunku 9.

Dane z tak przeprowadzonych symula-cji komputerowych pozwalają optymalizo-wać zarówno dobór materiałów, z których wykonuje się styki, jak i usprawniać rozwią-zania całych komór wyłącznikowych.

Artykuł A3-204 prezentuje możliwość wykorzystania zabezpieczeń pracujących w polach rozdzielni do monitorowania sta-nu wyłączników. Operację tę proponuje się realizować poprzez kontrolowanie czasu otwierania styków wyłącznika. Postrze-gając wyłącznik jako kompleksowy sys-tem złożony z współpracujących ze sobą układów mechanicznych, hydraulicznych i pneumatycznych, należy zauważyć, iż istnieje bardzo wiele przyczyn, które mogą doprowadzić do spowolnienia ruchu sty-ków w procesie otwierania lub zamykania wyłącznika. Czynniki mające wpływ na prędkość ruch styków to na przykład ko-rozja czy uszkodzenia mechaniczne. Wi-dzimy zatem, że wolniejszy ruch styków może być sygnałem zbliżającego się sta-nu awaryjnego. Awarii takiej można unik-nąć, jeżeli odpowiednio wcześniej zostaną przeprowadzone właściwe zabiegi konser-wacyjne. Bazą do wyciągania wniosków i realizowania zabiegów prewencyjnych są informacje odczytane przy użyciu zabez-pieczeń pełniących podstawowo zupełnie inną funkcję.

Nieco inny sposób oceny aktualnego stanu wyłącznika zaproponowano w arty-kule A3-205. Autorzy tego artykułu zwrócili uwagę, iż wyłącznik należy uznać za pod-stawowe urządzenie gwarantujące stabil-ną pracę systemu elektroenergetycznego

Tabela 3

Zestawienie elementów najczęściej ulegających awarii w rozdzielnicach GIS 123 kV i 420 kV

Elementy rozdzielnicy GISUdział w awariach

rozdzielnic 123 kV, %Udział w awariach

rozdzielnic 420 kV, %

Wyłączniki 14 18

Przekładniki 21 9

Odłączniki i uziemniki 33 46

Szyny zbiorcze 32 27

44. SESJA


i skoncentrowali się na badaniu rezystan-cji przejścia styków głównych wyłącznika. Zaobserwowany wzrost rezystancji należy odczytywać jako początek uszkodzenia, które bez wcześniejszej ingerencji obsługi może przerodzić się w poważną awarię. Dane statystyczne opracowane na pod-stawie informacji pochodzących ze skon-trolowania szerokiej populacji wyłączników różnych napięć, od 123 kV aż do 800 kV, to olbrzymie źródło wiedzy, które może być wykorzystane nie tyko do przygotowa-nia procedur eksploatacyjnych, ale także może pomóc producentom wyłączników wysokiego napięcia przy rewizji dotychcza-sowych zaleceń dotyczących okresowych przeglądów.

Elektrownia przyłączona do systemu elektroenergetycznego i pracująca zgodnie z uregulowaniami rynkowymi musi bardzo wiele uwagi poświęcać niezawodności swojej pracy. Jednym z istotnych elemen-tów wpływających na uzyskanie nieprze-rwanego procesu generacji jest wyłącznik generatorowy. Z tego względu autorzy ar-tykułu A3-206 przeanalizowali przypadki awarii wyłączników generatorowych w 108 krajach na przestrzeni lat 1970 - 2011. Uzyskane w ten sposób dane pozwoliły na stwierdzenie, iż w szerokiej grupie wy-łączników generatorowych, jaką tworzą wyłączniki powietrzne oraz wyłączniki SF6 zarówno z napędem pneumatycznym jak i sprężynowym, najbardziej niezawodne są wyłączniki SF6 z napędem sprężynowym. Określono także prawdopodobieństwo zaistnienia awarii w zależności od zain-stalowanego wyłącznika generatorowego. Ponadto uzyskane dane o niezawodności pozwoliły opracować model wyłącznika generatorowego umożliwiającego wprowa-dzenie tego elementu do szerszych ukła-dów wspierających analizę niezawodności całych elektrowni.

Dostosowywanie aparatury wysokiego napięcia do wymagań

środowiska naturalnego

Zagadnienia środowiskowe związane z funkcjonowaniem systemu elektroener-getycznego to zasadniczo dwie grupy cał-kowicie odmiennych zagadnień. Pierwszą grupę stanowią wszelkie aspekty związane z pracą nad ograniczaniem negatywnego wpływu urządzeń i aparatów tworzących system elektroenergetyczny na środowisko naturalne. Druga grupa obejmuje działania, jakie muszą być podjęte, aby utrzymać niezawodną pracę urządzeń i aparatów wszędzie tam, gdzie występują szcze-gólnie trudne warunki środowiskowe, jak: zanieczyszczenia, ekstremalne tempera-tury, zasolenie obszarów nadmorskich itp. W przypadku uzyskania zadowalających rezultatów współegzystencji w obydwu wymienionych obszarach, będzie można mówić o budowaniu właściwych relacji na linii energetyka – środowisko.

Artykuł A3-301 omawia problemy i kon-sekwencje związane z procesem czysz-czenia izolacji aparatury napowietrznej sta-cji elektroenergetycznej o napięciu 500 kV funkcjonującej w Egipcie i szczególnie na-rażonej na działanie wysokiego zasolenia, realizowane w warunkach pracy pod na-pięciem. Czyszczenie było przeprowadza-ne w formie mycia strumieniem wody. Pra-ca w stanie bez wyłączeń była konieczna ze względu na rolę, jaką pełni rozpatrywa-na stacja w układzie wyprowadzenia mocy z bardzo dużej elektrowni. Wykonanie czyszczenia izolacji dawało bardzo dobre rezultaty z wyjątkiem przekładników prą-dowych, które w bardzo krótkim czasie po wykonaniu zabiegów czyszczenia, ulegały awarii. Uszkodzony przekładnik pokazano na rysunku 10.

Rys. 9. Symulacja komputerowa rozkładu

temperatury w komorze wyłącznika

550 kV podczas procesu przerywania

prądu o wartościach: 45 kA, 20 kA,

10 kA, 1330 A i 183 ARys. 10. Uszkodzenie przekładnika prądowe-

go po przeprowadzeniu czyszczenia izolacji

Początkowo sądzono, że awarie prze-kładników nie mają związku z procesem czyszczenia izolacji, ale po dokładnych analizach udało się ustalić, iż uszkodzenia powstają wskutek mycia izolacji wodą. Dla uniknięcia w przyszłości podobnych sytu-acji podjęto decyzję, że przekładniki prą-dowe zostaną wyłączone z zabiegu czysz-czenia izolacji, w czasie kiedy znajdują się pod napięciem i praca ta będzie wykony-wana w stanie bez napięcia.

Aby ograniczyć emisję gazu cieplar-nianego, jakim jest gaz SF6, do środowiska w przypadku jego wycieku z wyłączników wysokiego napięcia, w Szwecji opraco-wano konstrukcję wyłącznika, w którym rolę medium gaszącego i izolacyjnego



pełni gaz CO2. Zalety nowego wyłączni-ka i doświadczenia wynikające z pierw-szego okresu eksploatacji zostały przed-stawione w artykule A3-302. Autorzy artykułu poza zagadnieniami związanymi z ochroną środowiska przybliżyli także inne zalety wyłącznika CO2, w tym istot-ne obniżenie temperatury, przy której pojawia się proces skraplania gazu. Jest to duży problem w przypadku wyłączni-ków z izolacją SF6, które przy stosowaniu w warunkach niskich temperatur muszą być na przykład napełniane mieszanką gazu składającą się z sześciofluorku siar-ki i azotu. Nową generację wyłącznika w warunkach eksploatacji przedstawiono na rysunku 11.

Artykuł A3-303 zachęca do szerokie-go stosowania izolatorów kompozytowych zarówno w systemach prądu przemien-nego jak i prądu stałego. Autorzy arty-kułu podkreślają, że rozwój technologii wytwórczych pozwala produkować coraz to doskonalsze izolatory kompozytowe, których walory ujawniają się szczególnie w warunkach silnego zabrudzenia. Walory izolatorów kompozytowych przytaczane są nie tylko na podstawie wyników testów la-boratoryjnych, ale także w oparciu o dane pochodzące z wieloletniej eksploatacji. Uznaje się, że izolatory kompozytowe nie mają sobie równych przy zastosowaniach w szczególnie trudnych warunkach środo-wiskowych.

Artykuł A3-304 zawiera rozważania dotyczące stosowania metod numerycz-nych do symulacji procesów, jakie zacho-dzą w wyłącznikach. Autorzy koncentrują się na modelowaniu procesów termoche-micznych, termodynamicznych i hydrody-namicznych, które dokonują się w proce-sie operacji łączeniowych i poszukiwaniu równowagi w tych procesach. Znajomość procesów przebiegających w komorze wyłącznika pozwala na szersze bada-nie zachowań wyłączników, w których na przykład zastosowano mieszanki gazowe ze znacznym udziałem N2.

Aparatura i połączenia w stacjach elek-troenergetycznych zlokalizowanych w ob-szarach nadbrzeżnych podlegają szczegól-nym narażeniom związanym z działaniem zasolonej atmosfery. Nagromadzenie soli

i innych zanieczyszczeń sprzyja rozwojowi wyładowań niezupełnych. Z kolei korzyst-ne z punktu widzenia izolacji zewnętrznej wypłukiwanie soli przez intensywne opady deszczu, kończy się rozwojem korozji ele-mentów metalowych. Wszędzie tam gdzie działa korozja i następuje chropowacenie powierzchni tworzą się warunki do dalsze-go rozwoju wyładowań niezupełnych, co w rezultacie osłabia wytrzymałość elek-tryczną układu izolacyjnego. W artykule A3-305 zaprezentowano metody oparte na trójwymiarowej symulacji elementów skończonych, pozwalające na określanie prawdopodobnych zachowań badanych układów. Szczególny walor metody do-tyczy wsparcia dla doboru osprzętu pod kątem zwiększonej odporności na działa-nie silnego pola elektromagnetycznego. Artykuł zakończono konkluzją, iż powstało narzędzie inżynierskie stanowiące istotne wsparcie dla procesu projektowania stacji elektroenergetycznych.

Artykuł A3-306 zawiera informacje do-tyczące sprawdzanie odporności rozdziel-nic z izolacją gazową (GIS) na działanie sił pochodzących od wstrząsów sejsmicz-nych. Metody weryfikacji rozwiązań tego typu zawarte są w normach, zarówno IEC jak i IEEE. Do tych zagadnień odnoszą się także normy japońskie JEAG. Aby w pełni wykorzystać informacje zawarte w nor-mach niezbędne są odpowiednie modele obliczeniowe. Przy pomocy takich modeli można symulować projektowane układy i na przykład określać rozstaw podpór

Pilotażowa instalacja dotyczyła wy-łącznika o następujących parametrach:• napięcie znamionowe 145 kV,• prąd znamionowy 3150 A,• częstotliwość 50 Hz.

Opisany wyłącznik był w ciągu dwóch lat testowany w obwodzie z baterią kon-densatorów o mocy 24 MVar. Można ze-tem stwierdzić, iż aparat przeszedł próbę pracy w bardzo trudnych warunkach. Wy-konane inspekcje po okresie prób wyka-zały wyjątkowo dobrą kondycję wyłączni-ka, co będzie miało niewątpliwie wpływ na dalsze losy projektu i być może w niedale-kiej przyszłości energetyka zawodowa bę-dzie miała do dyspozycji nową generację urządzeń.

Rys. 11. Wyłącznik z CO2 jako medium

gaszącym i izolacyjnym na stanowisku pracy

Rys. 12. Przykład pola rozdzielnicy GIS w układzie samonośnym

i z dodatkową konstrukcją wsporczą

44. SESJA


pod szynoprzewodami przy uwzględ-nieniu różnych postaci fal sejsmicznych. Dostępna staje się także funkcja spraw-dzenia zdolności przenoszenia obciążeń sejsmicznych przez konstrukcję własną rozdzielnicy gazowej (GIS) w wyniku, czego można sprawdzić zasadność sto-sowania dodatkowych wzmocnień. Przy-kład takich wzmocnień zaprezentowano na rysunku 12.

Omawiany artykuł to doskonały przy-kład ilustrujący nowe możliwości jakie daje rozwój techniki dla opanowywania trud-nych zjawisk naturalnych występujących w miejscach gdzie niezbędne staje się instalowanie infrastruktury elektroenerge-tycznej.

Podsumowanie

Sesja CIGRE 2012 przyniosła wiele ciekawych i całkowicie nowych informa-cji dotyczących bieżącego stanu rozwoju aparatury wysokiego napięcia. Niemniej jednak trzeba także stwierdzić, że jesz-cze wiele czasu upłynie zanim wejdzie-my w obszar pełnego i powtarzalnego wykorzystywania nowej wiedzy w postaci nowej generacji aparatury, niemal każdy artykuł kończy się bowiem stwierdzeniem, iż potrzebne są dalsze rozważania i bada-nia, które ostatecznie potwierdzą wartość i skuteczność w zastosowaniu propono-wanych rozwiązań. W oczekiwaniu na praktyczne efekty wynikające ze stosowa-nia nowych technik i technologii nie pozo-staje nic innego jak zachęcić czytelników do zainteresowania się kolejną, jubile-uszową, 45. sesją CIGRE, która odbędzie się w 2014 roku i na której, w ramach te-matyki związanej z aparaturą wysokiego napięcia, przewiduje się rozważania doty-czące następujących zagadnień:1) rozwój aparatury wysokiego napięcia

prądu stałego i przemiennego dla za-spokojenia zmian systemu elektroener-getycznego,

2) zarządzanie czasem życia i starzenie się aparatury wysokiego i średniego na-pięcia,

3) wpływ warunków ekstremalnych na aparaturę wysokiego i średniego napię-cia.


[1] A3-101. Brucher J. (Luxemburg), Giere

S. (Germany), Watier C. (France), Hes-

senmüller A. (Luxemburg), Nielsen P. E.

(Denmark): 3AV1FG – 72,5 kV prototype

vacuum circuit breaker (case study with

pilot customers).

[2] A3-102. Darin L., Fortov V., Polistchook V.,

Shurupov A., Son E. (Russia): Arcless tests

of the high voltage oil-filled electrical equ-

ipment on explosion safety.

[3] A3-103. Janssen A. L. J., v. Riet M., Sme-

ets R. P. P., Kanters J., v. d. Akker W.

F., Aanhaanen G. L. P. (Netherlands):

Prospective single and multi-phase

short-circuit current levels in the Dutch

transmission, sub-transmission and di-

stribution grid.

[4] A3-104. Ding Y., Liao W., Shu Z., Li Q., Gu

C., Sun Z. (China): Switching impulse vol-

tage flashover characteristics of air gaps in

± 800 kV UHV DC transmission tower and

altitude correction.

[5] A3-105. Cancelled.

[6] A3-106. Tiwari R. K., Kurre M., Mahendra

S., Naik K. M., Dhamija A. (India): Critical

design aspects for reliability of 1200 kV

UHV AC capacitor voltage transformer un-

der severe system conditions.

[7] A3-107. Rocha A. C. O., Oliveira G. H. C.,

Azevedo R. M., Lima A. C. S. (Brazil): As-

sessment of transformer modeling impact

on transient recovery voltage in transfor-

mer limited faults.

[8] A3-108. Yamagata Y., Kagawa H., Kosa-

kada M., Toyoda M., Kida J., Ito H. (Ja-

pan): Considerations on transformer limi-

ted fault duty for GCB In UHV and EHV

Networks with large capacity power trans-

formers.

[9] A3-109. Walter M. M., Franck C. M., Car-

stensen C., Biela J. (Switzerland): A new

method for Investigating the arc behavior

in HVDC circuit breakers based on a novel

current source.

[10] A3-110. Riechert U., Bösch M., Smajic J.,

Shoory A. (Switzerland), Szewczyk M.,

Piasecki W. (Poland), Burow S., Tenbohlen

S. (Germany): Mitigation of very fast tran-

sient overvoltages in gas Insulated UHV

substation.

[11] A3-111. Mikli N., Stahl P., Räth B., Hurnicki

M., Hummerston T. (Germany): A new ge-

neration of Composite support insulators

for UHV DC and AC systems.

[12] A3-201. Smeets R. P. P., Wiggers R.,

Bannink H., Kuivenhoven S. (Nether-

lands), Chakraborty S., Sandolache G.

(France): The impact of switching capaci-

tor banks with very high inrush current on

switchgear.

[13] A3-202. Neumann C., Rusek B., Balzer G.,

Jeromin I., Hille C., Schnettler A. (Germa-

ny): End of life estimation and optimisation

of maintenance of HV switchgear and GIS

substations.

[14] A3-203. Mou J., Guo J., Jiang X., Li X.,

Chen B., Xin Z., You Y. (China): Com-

puter simulation tool for the design and

optimation for UHV SF6 circuit bre-

akers.

[15] A3-204. Desai B., Lu Y., Westrich M.,

Udrten E. (USA): Practical circuit breaker

condition monitoring with protective re-

lays.

[16] A3-205. Sodha N. S., Singh S., Victor S.,

Tyagi R. K. (India): Condition Assessment

of EHV class circuit breakers using dyna-

mic contact resistance measurement tech-

nique.

[17] A3-206. Palazzo M., Braun D., Cavaliere

G., Dahinden K., Eberle R., Kiechl W., Lak-

ner M. (Switzerland): Reliability analysis of

generator circuit-breaker.

[18] A3-301. Heggi N., El Arosi D. (Egypt):

Egyptian experience of live line washing

system for 500 kV outdoor equipment to

improve availability.

[19] A3-302. Söderström P., Lidholm J.,

Åkesson U. (Sweden): Suitability evalu-

ation of improved high voltage circuit bre-

aker design with drastically reduced envi-

ronmental impact.

[20] A3-303. Moal E. (France), Rocchettia G.

(USA), Pigini A. (Italy): Design and applica-

tion of composite insulators in AC and DC

systems with special attention to severe

environment.

[21] A3-304. Nichele S., Bousoltane K.

(France): Study of the interest of ther-

mo-chemical non equilibrium in the case

of high-voltage circuit breaker simula-

tions.

[22] A3-305. Hernandez J., Riba J-R., Sanllehi

J., Bosch R. (Spain): Salinity effect on the

corona onset for a 765 kV AC substation

connector.

[23] A3-306. Ohno I., Iwasaki S., Kosakada

M., Yoshida D. (Japan): Verification of se-

ismic performance on EHV Gas Insulated

Switchgear.

CIGRE



Komitet Studiów (SC) B1 jest odpo-wiedzialny za wszystkie aspekty dotyczą-ce lądowych i morskich sieci kablowych. Zakres prac SC B1 obejmuje: teorię, pro-jektowanie, wdrażanie, produkcję, instala-cję, badanie, eksploatację i konserwację oraz techniki diagnostyczne dla AC i DC sieci kablowych. Tematami wiodącymi, przyjętymi na Sesję Generalną CIGRE 2012, były:• nowo instalowane lub modernizowane

systemy kablowe, obejmujące swym zakresem między innymi projektowanie, techniki montażu i eksploatacji oraz za-gadnienia związane z liniami długimi;

• trendy rozwoju nowoczesnych syste-mów oceny, badania i monitorowania sieci kablowych, a w szczególności: obliczenia statyczne i dynamiczne, ba-dania kwalifikacyjne, badania typu, ba-dania wyrobu, próby odbiorcze linii, za-stosowanie diagnostyki linii kablowych oraz trendy w obszarze monitorowania linii kablowych i osprzętu kablowego;

• linie kablowe w sieci przyszłości, obej-mujące następujące zagadnienia: przy-szłe poziomy napięć AC i DC w sieciach kablowych, konwersja linii kablowych AC do pracy w sieci HVDC, nowe funk-cje oczekiwane od sieci kablowych.

Nowo instalowane lub modernizowane systemy kablowe

W ramach pierwszego tematu wiodą-cego (nowo instalowane lub modernizowa-ne systemy kablowe) na Sesję Generalną CIGRE 2012, przyjęto 9 artykułów.

W artykule B1-101 podsumowano wy-zwania i prace związane z budową linii kablowej, łączącej Sardynię z kontynen-tem Włoch. Kluczowymi wyzwaniami była konieczność przesyłania energii odna-wialnej z minimalnymi stratami, możliwość zasilania rezerwowego oraz ograniczenia emisji CO2. W rezultacie prac zaprojekto-wano i wybudowano linię kablową HVDC ± 500 kV (1000 MW w konfiguracji bipolar-nej). Kluczową trudnością tego zadania było zaprojektowanie i montaż morskich kabli HVDC na bardzo dużych głębokościach. Maksymalna głębokość, na jakiej układa-ny był kabel, wynosiła 1620 m. Na odcinku o największej głębokości układania zasto-sowano specjalną konstrukcję kabla z żyłą albuminową i izolacją z papieru nasyconego syciwem o wysokiej gęstości (rys. 1).

W artykule B1-102 opisano zastosowa-ne metody zmniejszenia poziomów pól ma-gnetycznych w sieci kablowej 220 kV w ob-szarze Buenos Aires. Wymagania w zakre-sie dopuszczalnych pól magmatycznych są częściowo uregulowane na poziomie krajo-wym. Badania pola magnetycznego wyka-zały, że z wyjątkiem studzienek kablowych,

pole magnetyczne nad siecią kablową jest poniżej określonej granicy. Dla studzienek kablowych wymagane było zastosowanie technik ograniczenia pola magnetycznego. Pierwotny poziom pola magnetycznego został zmniejszony o ponad 50% poprzez zastosowanie pasywnych pętli, ferroma-gnetycznych płyt lub dzięki zwiększonej głębokości układania kabla.

Projekt i budowa morskiej linii kablowej 220 kV (Cork Harbor, Irlandia) został opisa-ny w artykule B1-103. Głównym powodem budowy linii kablowych było podłączenie do sieci przesyłowej dwóch nowych elektrowni o mocy 876 MW. W artykule opisano po-szczególne etapy projektowania, w szcze-gólności uzyskania zezwoleń na budowę od jednostek zajmujących się ochroną śro-dowiska (linia kablowa budowana w terenie chronionym), podmorskich badań tras ka-blowych, projekt konstrukcji kabli morskich (rys. 2) oraz montaż i testowanie linii kablo-wych. W ramach badań pomontażowych przeprowadzono próbę napięciem zmien-nym 1,4 Uo przez 1 godzinę. Projekt Port Cork został pomyślnie zakończony, a linia jest już obecnie eksploatowana.

Sławomir NoskeENERGA-OPERATOR SA

Kable – Komitet Studiów B1

Insulated Cables – Study Committee B1

Rys. 1. Kabel morski zastosowany w linii kablowej łączącej Sardynię z kontynentem Włoch

Aluminium conductorSemiconducting paper tapes

Insulation, made of special pulp high density paper impregnated with high viscosity compound

Semiconducting paper tapes and rayon tapesLead alloy sheathPolyethylene sheathSteel tape reinforcementBeddingDouble layer of high tensile flat steel wiresPolypropylene yarn outer serving

44. SESJA


Temat zarządzania ryzykiem w przesy-łowej sieci kablowej 380 kV podjęli autorzy artykułu B1-104. Holenderskie przedsię-biorstwa zakładają, że w najbliższej przy-szłości będzie konieczny rozwój kablowych sieci najwyższych napięć. W procesie pro-jektowania linii kablowej 380 kV (10 km), z podwójnym systemem kabli (dwa kable na fazę), przeprowadzono badania w za-kresie zachowania się długich linii kablo-wych najwyższych napięć i zapewnienia wysokiej niezawodności pracy. Trudność badań wynikała z małej ilości linii kablo-wych najwyższych napięć oraz stosunko-wo krótkiego okresu ich eksploatacji.

W Europie stwierdzono tylko 8 uszko-dzeń kabli w 380 kV o izolacji XLPE, uło-żonych w ziemi. W badaniach podkreślo-no, że linie kablowe najwyższych napięć 380 kV wprowadzają większe ryzyko uszkodzenia i dłuższy czas naprawy niż dotychczas stosowane linie napowietrzne. Bezpieczeństwo może podnieść system dwóch kabli na fazę (w razie uszkodzenia jednej fazy może być kontynuowana pra-ca na nieuszkodzonym kablu w danej fa-zie). W tym zakresie są jednak potrzebne dalsze badania.

Zwiększenie wykorzystania podziem-nych kabli wysokiego napięcia w dużych miastach, zwiększenie prądów zwarcio-wych i długości odcinków kablowych wpro-wadza konieczność dysponowania odpo-wiednimi kryteriami projektowymi dla SVLs i poziomu izolacji elementów instalacji ka-blowych. W artykule B1-105 przedstawiony został pakiet oprogramowania, stworzony do obliczania przepięć w metalowych po-włokach zewnętrznych w różnych standar-dowych konfiguracjach. Program ten opra-cowany został dla linii do 220 kV.

Wzrost popytu na energię elektrycz-ną w mieście Meksyk skutkował budo-wą elektrowni gazowej o docelowej mocy 3600 MW. Pociągnęło to za sobą koniecz-ność modernizacji stacji elektrycznej Man-zanillo I. Na etapie opracowywania, oceny wszystkich wymogów i warunków, takich jak ograniczenia miejsca, zanieczyszczenie środowiska panujące w regionie, częstotli-wość i wielkość huraganów i wysoka aktyw-ność sejsmiczna, wybrano, jako najlepsze rozwiązanie, opcję budowy czternastu linii

Rys. 2. Przekrój zaprojektowanych kabli morskich

Rys. 3. Trasy kanałów kablowych w których ułożono linie kablowe 400 kV

kablowych 400 kV, przy użyciu kabli o izola-cji XLPE. W artykule B1-106 opisano zasto-sowane rozwiązania przy budowie tych linii.

Na rysunku 3 przedstawiono plan kanałów kablowych na terenie stacji, wykorzysta-nych do ułożenia linii kablowych 400 kV.



W artykule B1-107 poruszono zagad-nienia związane z połączeniem przesy-łowych linii napowietrznych i kablowych, na podstawie technicznych zaleceń, dla brazylijskich przedsiębiorstw. W artykule przedstawiono wyniki działalności Naro-dowego Komitetu CIGRE w Brazylii, pole-gające na badaniu przeprowadzonym na praktycznym przykładzie przejścia z linii napowietrznej na linię kablową. Opisywa-nym efektem jest wszechstronny przegląd dostępnej międzynarodowej literatury tech-nicznej na ten temat oraz rekomendacji do tych rozwiązań.

Kolejnym prezentowanym podsumo-waniem z projektowania i montażu kablo-wej linii przesyłowej (138 kV) jest artykuł B1-108. Opisywane rozwiązanie w sposób szczególny skupia się na zastosowanych mufach typu T. „T joint” plug-in/out typu box, używany w tej konstrukcji, składa się z pojedynczego korpusu, w pełni zmon-towanego i przetestowanego w fabryce. Obudowa „T Joint” jest wykonana z blach ze stali nierdzewnej, całkowicie izolowana, bezobsługowa i o wysokiej odporności na zwarcia, a jako izolację gazową zastoso-wano SF6.

W Japonii długie linie kablowe zostały między innymi zainstalowane w tunelach kablowych. Wynikało to z dążenia do ograniczenia kosztów całkowitych, skró-cenia czasu budowy sieci kablowej oraz zapewnienia wysokiej niezawodności pracy sieci. W artykule B1-109 zawarto wyczerpujący opis rozwiązań technicz-nych, stosowanych przy tunelach i kana-łach kablowych. Omawiane są kwestie związane z efektywnym wykorzystaniem istniejącej infrastruktury, nowe wspólne

technologie instalacyjne dla istniejących wąskich studzienek i technologie instala-cyjne pionowych szybów. Przedstawione są także porównania między technologia-mi, badania na modelowych i praktyczne doświadczenia w stosowaniu tuneli ka-blowych.

Kierunki rozwoju nowoczesnych systemów oceny,

testowanie i monitorowanie sieci kablowych

Artykuły dotyczące kierunków rozwoju nowoczesnych ocen, testowania i moni-torowania sieci kablowych stanowiły naj-większa grupę. W tym obszarze przyjęto 13 artykułów.

W ciągu ostatnich piętnastu lat za-instalowano tysiące kilometrów linii ka-blowych XLPE wysokich i najwyższych napięć. Testy odbiorcze składają się za-zwyczaj z połączenia testu HiPot i badania wyładowań niezupełnych. Artykuł B2-101 przedstawia sprawozdanie z doświad-czeń w badaniach przeprowadzonych w ostatnich 15 latach, podczas rozruchu linii kablowych XLPE HV. Zawiera liczne studia przypadków wykrytych wyładowań niezupełnych (PD) w osprzęcie kablowym i testów AC HiPot. W artykule przedsta-wiono także różnicę między badaniami PD poszczególnych komponentów w fabryce i badaniami PD wykonywanymi na wybu-dowanych liniach kablowych, w odniesie-niu do kalibracji wielkości PD impulsów. Pomimo problemów, związanych z bra-kiem diagnozy natury wielkości PD, auto-rzy stwierdzają, że badania PD mogą być stosowane, jako cenne narzędzie w czasie badań odbiorczych.

W artykule B1-202 przedstawiono nową metodę sprawdzania stanu izolacji kabli niskiego napięcia, w której wstrzykuje się sprężone powietrze do rdzenia kabla, a następnie sprawdza, jakie ciśnienie jest utrzymane. Przez spadek ciśnienia wy-krywane są uszkodzenia izolacji. Metoda została sprawdzona w licznych badaniach laboratoryjnych, a następnie poprzez prak-tyczne testy, wykonane prototypowym sys-temem pomiarowym.

W artykule B1-204 są prezentowane in-formacje na temat nowej metody testowania długich i bardzo długich linii wysokiego na-pięcia. W ciągu ostatnich kilku lat popyt na badania bardzo długich kabli morskich szyb-ko urósł. Istniejące metody badań zostały uzupełnione o nową technologię zwaną DRT (ang. Technology Resonance Differential). Ta metoda badania umożliwia testowanie kabli wyjątkowo długich przez zastosowaniu stosunkowo małych i lekkich urządzeń doko-nujących badanie przy niskiej częstotliwości napięcia testowego, np. od 0,1 Hz do 5 Hz. Prowadzi to do znacznego zmniejszenia mocy źródła układu probierczego. W artyku-le opisano zasadę działania, metody mate-matyczne i algorytmy, jak również wyzwania związane z rozładowaniem pojemności.

Rys. 4. Połączenie z wykorzystaniem mufy

typu T, rozwiązanie dla kabla 1200 mm2

Rys. 5. Widok systemu pomiarowego On Site

Test System DRT200-1, 200 kV, 1μF

System zarządzania obciążeniem, za-instalowany na czterech liniach 145 kV, w tym także na kablowych linach morskich, został opisany w artykule B1-205. Przed-stawiono w nim konfigurację systemu, jego integrację z systemem SCADA oraz szcze-gółowe informacje o efektach i wnioskach z monitorowania, ujawnione w pierwszych latach eksploatacji. Ten pierwszy okres funkcjonowania systemu zarządzania obciążeniem wykazał zarówno nieocze-kiwane hot spot-y, ale pozwolił także na zapewnienie lepszych warunków pracy linii kablowych niż przewidziane w fazie projektowania. Także w artykule B1-214 poruszono kwestie związane z obliczeniem prawidłowych wartości dopuszczalnych obciążeń dla linii kablowych.

44. SESJA


W artykule B1-206 opisano wyniki ba-dań wyładowań niezupełnych, przeprowa-dzonych w sieci kablowej SN w zakresie kabli typu PILC (ang. Paper Insulated Lead Covered). Badania zostały przeprowadzone w latach 2005-2010 i miały na celu wypra-cowanie optymalnej metody, pozwalającej na wykorzystanie diagnostyki wyładowań niezupełnych w zarządzaniu tą siecią ka-blową. Główny obszar badań obejmował 950 linii kablowych SN, o łącznej długości 590 km. W analizowanej sieci kablowej, aż 66% tej sieci stanowią kable PILC. Na pod-stawie przeprowadzonych badań i analiz stwierdzono, że podstawowymi parametra-mi, wskazującymi na zagrożenie wystąpie-nia awarii są: obniżone napięcie zapłonu wzn oraz występowanie miejsc ze zwięk-szoną intensywnością występowania wnz.

W artykule B1-209 przedstawiono me-todę modelowania dynamicznego zacho-wania izolacji kabli z termicznego punktu widzenia. Omówiono problemy przewod-nictwa i zaproponowano model pozwalają-cy oceniać dynamiczne zjawiska termiczne zachodzące w izolacji kablowej, podano matematyczne rozwiązanie. Prezentowa-ne są wyniki dla dwóch rodzajów izolacji kablowej oraz wyniki dynamicznej analizy termicznej dla rzeczywistych instalacji ka-blowych SN, przy różnych warunkach uło-żenia linii.

W USA kable z izolacją papierową ta-śmową współpracującą z olejem kablowym w sieci przesyłowej (napięcia od 69 kV do 345 kV) stanowią ponad 80% kablowej sieci przesyłowej. Chociaż bardzo dużą część tych kabli usunięto w innych czę-ściach świata, w USA nadal korzysta się z tego typu kabli. Autorzy artykułu B1-210 zwracają uwagę czytelnika na dużą liczbę kabli, których wiek przekroczył 40-letni okres użytkowania (na który były projek-towane). Dalsze ich użytkowanie wymaga oceny stanu izolacji. Opisano proponowa-ne nieinwazyjne badania, które obejmowa-ły analizę rozpuszczonego gazu DGA (ang. Dissolved Gas Analysis) i badanie stanu oleju. Opisano także inwazyjne badania na odciętych próbkach, takie jak oględzi-ny i szereg możliwych testów i pomiarów. W wyniku badań stwierdzono, że analiza DGA jest najbardziej skutecznym narzę-dziem do oceny stanu tego typu kabli, pod-czas gdy inwazyjne badania na próbkach kablowych mogą pomóc lepiej zrozumieć stan kabla i ocenić czas jego życia.

W artykule B1-211 opisano rozwój sys-temu 400 kV XLPE, zarówno w zakresie kabli jak i osprzętu. Kabel 400 kV o prze-kroju żyły równym 2500 mm2 oraz propo-nowany osprzęt kablowy został poddany badaniu typu, jak również badaniom kwa-lifikacji wstępnej, zgodnie z normami IEC. W artykule podano wyniki tych badań.

Artykuł B1-212 opisano proces zmie-rzający do zdefiniowania polityki zarzą-dzania zasobami majątku – sieciami ka-blowymi, opisując możliwy do implemen-tacji model utrzymania sieci i wymiany linii kablowych. Szczególną uwagę zwrócono na parametry kosztowe, takie jak koszty

utrzymania, koszty awarii, koszty wymian i koszty prowadzenia badań diagnostycz-nych. Są one używane do określania cał-kowitego kosztu zarządzania aktywami sieci kablowej. Opracowany został model wrażliwości stwierdzający, że przesłanką wymiany XLPE kabli powinien być model oparty na ocenie stanu technicznego (ang. Condition Based Replacement), natomiast najlepszym narzędziem do zarządzania li-niami kablowymi o izolacji papier+olej jest system oparty na analizie czasu ich eksplo-atacji (ang. Time Based Replacement).

W pracy B1-215 autorzy omawiają wyni-ki w zakresie przewidywanego czasu życia oraz całkowitego czasu od produkcji do za-kończenia pracy linii kablowych, w których zastosowano kable o nowej izolacji termo-plastycznej dla HV. Dedykowane oprogra-mowanie zostało wykorzystane do oceny wydajności, przy założeniach dotyczących procesu produkcji i warunków pracy. Mówi się, że w tej nowej generacji kabli, prze-kroje przewodów mogą być zmniejszone, choć straty wzrosną. Poprawa wydajności i oszczędności, pod względem całkowitej redukcji emisji CO2 (na całe życie produktu), obliczana jest (jako procent) w porównaniu z obecnymi przewodów XLPE.

Linie kablowe w sieciach przyszłości

W artykule B1-301 przedstawiono al-ternatywę dla rozbudowy sieci kablowej 110 kV w obszarach miejskich. Propozycja ta oparta jest na wykorzystaniu nadprze-wodzących kabli 10 kV. Przeprowadzono analizę i wykonano studium wykonalności dla wykorzystania takiego rozwiązania dla rozbudowy sieci kablowej w mieście Essen.

Rys. 6. Autorzy referatu B1-206

Ocena procesów starzeniowych w sie-ciach kablowych jest często głównym pro-blemem dla TSO (ang. Transmission Sys-tem Operators). W artykule B1-207 opisano francuskie doświadczenie w tym zakresie, w którym współpraca z producentami po-zwoliła na ocenę stanu izolacji kabli i osprzę-tu kablowego. W celu uzyskania wiarygod-nych danych wybrano losowo próbki kabli i osprzętu kablowego. Analiza kabli i osprzę-tu obejmowała próbki z linii pracujących więcej niż 20 lat i była uważana za ważny krok w celu oceny systemu kablowego i jego starzenia. Zostały przebadane właściwości fizyczne, chemiczne i elektryczne elemen-tów systemu kablowego i porównane z ich parametrami początkowymi.

Rys. 7. Projekt kabla

nadprzewodnikowego 10 kV

DielectricLN2Inlet

LN2Return

Cryostat

Former Phase 2 ScreenPhase 1 Phase 3



Dzięki kablom nadprzewodnikowym 10 kV można zrezygnować z budowy czterech, z dziesięciu planowanych, sta-cji transformatorowych 110/10 kV w cen-trum miasta Essen. Rozbudowa sieci przy użyciu konwencjonalnych kabli wiąże się z dużą skalą zapotrzebowania terenu dla tras kablowych oraz wysokimi stratami przesyłowymi. W przeciwieństwie do do-celowej sieci 110 kV, rozszerzając sieć za pomocą przewodów HTS, zapewnia się znacznie prostszą strukturę sieci, któ-ra wymaga mniej miejsca na trasy kabli dystrybucyjnych i mniejszą powierzchnię dla instalacji pozostałych urządzeń. Jeżeli rozszerzenie sieci odbywa się za pomocą kabli HTS, całkowite koszty mogą być niż-sze, w porównaniu z budową standardowej sieci 110 kV. Zagadnienia związane z tech-nologią nadprzewodnictwa, lecz dla kabli HVDC, poruszono w artykule B1-302.

Z kolei artykuł B1-303 zawiera wstępną ocenę możliwości konwersji istniejących li-nii kablowych AC 500 kV na kabel do pracy DC. Dwa obwody DC mogą być uzyskane z trzyżyłowego kabla AC. Linia kablowa może zostać zamieniona na DC: jedną dwubiegunową i jedną jednobiegunową. Rozważania pokazują, że teoretycznie ist-niejące układy 500 kV AC o zdolności prze-syłowej równej 600 MW, mogą być wyko-rzystane przy napięciu 500 kV w systemie DC do przesyłania do 1650 MW.

W artykule B1-304 opisano rozwój systemu HVDC ±80kV, włącznie ze wszyst-kimi komponentami, skupiając się na pro-jektowaniu kabli, w których wykorzystuje się izolacyjny związek „nano-composited”. Przedstawiono nowo opracowany mate-riał izolacyjny, otrzymany przez dodanie do standardowej XLPE-DC nieorganicznego nanonapełniacza. W porównaniu z tradycyj-ną izolacją materiał ten posiada wiele zalet, w tym także zdolność do ograniczenia two-rzenia się ładunku przestrzennego. Oprócz badań rozwojowych w artykule przedsta-wiono wyniki badań typu, wykonanych na pełnowymiarowym kablu 80 kV DC.

Tradycyjnie już podczas Sesji CIGRE uczestnicy mieli okazję zwiedzić wystawę techniczną, a zagadnieniom kablowym poświęca się uwagę na wielu stoiskach. Szczególnie ciekawe były nowe rozwiąza-

nia osprzętu kablowego na coraz wyższe poziomy napięcia i coraz większe przekroje kabli oraz nowe propozycje konstrukcji ka-bli morskich oraz kabli nadprzewodzących.

REFERATY KOMITETU STUDIóW B1

[1] B1-101. Rendina R., Guarniere M.R., Niccolai

R., Pazienza G. ..., The realization and com-

missioning of the ±500 kV 1000 MW HVDC

link Sardinia Island – Italian Peninsula (SAPEI).

[2] B1-102. Ruiz I., Pallero N., Villafañe A.,

Medaglia A., Reduction of magnetic field

levels on joint graves.

[3] B1-103. Donaghy R., Knutsen B., Mullins

B., Wolff C., The Cork Harbour 220 kV sub-

marine cable project.

[4] B1-104. Meijer S., De Jong J.P.W., Smit J.J.

..., Availability and risk assessment of 380

kV cable systems in transmission grids.

[5] B1-105. Garnacho F., Khamlichi A., Simon

P., Gonzalez A., Guide to sheath bonding

design, in distribution and transmission li-

nes with HV underground cables.

[6] B1-106. Ibarra Romo F.G., Fuentes Estrada

C.F., Arriaga Flores J.T., Mammeri M., Moder-

nization Manzanillo l - The Mexican largest po-

wer transmission network of 400 kV with XLPE

cable systems: design and construction.

[7] B1-107. De Louredo N.H.G.R., Filho E.K.,

Lopes J.C.R. …, Overhead to underground

transmission line couplings - Technical re-

commendations to Brazilian utilities.

[8] B1-108. Karabolad E.F., Thomaz Jr R.D.,

Souza I.P. …, Design and installation of

one section of Anhanguera - Casa Verde

underground transmission line – 138 kV,

using special “T” joints.

[9] B1-109. Tsuchiya S., Iida T., Morishita Y.,

Nakajima T., Akiya Y., Kurata T., EHV ca-

ble installation technology for tunnels and

ducts in Japan.

[10] B1-201. M. Fenger, M. Credland, H. Sed-

ding, Recent experiences with AC HiPot

and PD commissioning testing of XLPE

cable systems rated 69 kV and above.

[11] B1-201. Tarnowski J., Côté J., Gaudreau A.,

Gingras P., Pneumatic testing of the insula-

tion of low-voltage underground cables.

[12] B1-203. Marzinotto M., Mazzanti G., Para-

metric sensitivity analysis of the innovative

enlargement law for extruded HVDC cables.

[13] B1-204. Mohaupt P., Geyer H., Bergman

B.A., Bergman S. …, Extension and optimi-

zation of the load range of DRT test systems

for testing extra-long HV and UHV Cables.

[14] B1-205. Jacobsen E., Nielsen J.F., Salwin

S.T., Mohrs A., Cohnen K.H., Pedersen

P.E., Operational experience of dynamic

cable rating.

[15] B1-206. Noske S., Rakowska A., Applica-

tion of diagnostics based on partial dischar-

ge measurements to assess the technical

condition of PILC insulated MV cables.

[16] B1-207. Hondaa P., Benard L., Mammeri

M., Meurice D., Peurton F., Condition as-

sessment of synthetic insulated cables and

accessories operating more than 20 years

in the French Network.

[17] B1-209. Echavarren F.M., Rouco L., Gon-

zalez A., Dynamic thermal modeling of iso-

lated cables.

[18] B1-210. N. Singh, S.K. Singh, R. Reyes,

T. Zhao, R. Ghafurian, Condition and re-

maining life of taped transmission cables

through non-invasive and invasive testing

based on in-service cables and cable sam-

ples removed from service.

[19] B1-211. Kim Y.B., Ryu J.H., Park K.J., Han

B.S., Lee S.H., 400 kV 2500SQMM XLPE

cable systems type test and prequalifica-

tion test with their accessories.

[20] B1-212. Nishikawa T., Sudoh Y., Tsuchiya

S., Shimohiro D., Iida T., Watanabe K., As-

set management for power cable systems

- Total cost optimization based on the ap-

plication of diagnostics.

[21] B1-214. Wald D., Svada V., Ruzek D., Gel-

don M., Nyffenegger N., Keppler U., Cor-

relation between calculated transmission

capacity and actual one.

[22] B1-215. Fairhurst M., Gowadia A., Stevens

G., …, Integrated development and asses-

sment of new thermoplastic high voltage

power cable systems.

[23] B1-301. Breuer A., Merschel F., Noe M.,

Goldacker W. …, Superconducting me-

dium-voltage cables for urban power sup-

ply as an alternative scenario to 110 kV

installations.

[24] B1-302. Stemmle M., Marzahn E., West B.,

Schmidt F., Schippl K., Superconducting

HVDC power cables for voltage source co-

nverter systems.

[25] B1-303. Liu Y., Cao X., Li J., Chen J., Rese-

arch on the technical scheme for conver-

sion of 500 kV submarine SCLF AC cable

circuit to DC operation in Hainan grid-con-

nection project.

[26] B1-304]. Lee T.H., Choi J.W., Jung E.H. …,

Development of the HVDC ±80 kV XLPE

cable system and construction of test-bed

in Korea.CIGRE

44. SESJA


Podczas 44. Kongresu CIGRE 2012 odbyła się sesja plenarna Komitetu Stu-diów B2, w której brało udział ponad pię-ciuset uczestników.

Tematyka wiodąca na sesji została podzielona na trzy tematy preferencyjne, z których każdy podzielony był na kilka za-gadnień wiodących.1. Lepsze wykorzystanie linii napowietrz-

nych.1.1. Optymalizacja przesyłu pod kątem

elektrycznym, m.in. z użyciem prze-wodów nowego typu (HTLS – high temperature law sag – przewody o małych zwisach).

1.2. Przebudowa linii prądu przemien-nego na linie prądu stałego i budo-wa linii prądu stałego.

1.3. Monitorowanie linii istniejących.1.4. Dzielenie prawa drogi z dostawca-

mi innych mediów lub usług.2. Stan i ocena linii napowietrznych.

2.1. Operacyjne zbieranie danych dla zarządzania majątkiem sieciowym.

2.2. Narzędzia diagnostyczne i metody ma-jące na celu określenie niezawodności i pozostałej eksploatacyjnej długości życia poszczególnych elementów linii.

2.3. Zachowanie linii pod wpływem ob-ciążeń dynamicznych, praca linii w warunkach obciążeń sejsmicz-nych i nadzwyczajnych zjawisk po-godowych.

3. Konserwacja, utrzymanie i remonty linii napowietrznych.3.1. Praca na linii, użycie robotów.3.2. Użycie systemów informatycznych,

analiza kosztów, skuteczność róż-nych metod i strategii.

3.3. Przykłady modernizowanych linii.

Lepsze wykorzystanie linii napowietrznych

Uzyskiwanie nowych pozwoleń na budowę napowietrznych linii elektroener-getycznych staje się na całym świecie coraz trudniejsze z powodu rosnących wymagań w zakresie ochrony środo-wiska, przedłużających się procedur formalnoprawnych, wzrostu kosztów nieruchomości i wzrostu kosztów budo-wy. W związku z tym Inwestorzy zaczęli poszukiwać rozwiązań technologicznych i materiałowych, które pozwalałyby na zwiększenie obciążalności starych i nowo projektowanych linii.

Referat kanadyjski B2-101 opisuje rozbudowę linii 500 kV prądu stałego Bi-pole III realizowanej w prowincji Manitoba. Obecnie budowana linia ma za zadanie zwiększenie niezawodności już istnie-jących linii Bipole I i Bipole II. Po zakoń-czeniu budowy w 2017 roku linia liczyć będzie 1380 km. Linia została zaprojekto-wana dla terenów z trudnymi warunkami klimatycznymi, zgodnie z wymaganiami normy IEC 60826 uzupełnionymi o lokalne dane meteorologiczne z uwzględnieniem 150-letniego okresu powrotu obciążeń klimatycznych.

Na linii użyto przewodów wykonanych ze stopu A4, naprę-żenia zostały zaprojektowane zgodnie z IEC 60826 oraz bro-szurą CIGRE nr 273 z uwzględ-nieniem zwisów przewodów dla ich maksymalnej temperatury pracy +90o C.

W trakcie projektowania linii rozważano zastosowanie okre-

su powrotu obciążeń klimatycznych dla: 50, 150 lub 500 lat.

Na rysunku 1 przedstawiono analizę kosztową dla trzech rozważanych scena-riuszy powrotu obciążeń klimatycznych.

Referat norweski B2-102 opisuje spo-sób przekształcenia linii 300 kV (pracującej na dwuprzewodowej wiązce przewodów) na linię 420 kV, dzięki czemu zdolność prze-syłowa linii zostanie zwiększona o 40%. Konieczność zwiększenia zdolności prze-syłowej linii wynikała ze zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną. Obecnie norweski Statnett użytkuje 5500 km linii 300 kV i 2200 km linii 420 kV. Prze-widuje się, że do 2030 roku wszystkie linie 300 kV wyposażone w przewody w posta-ci wiązki dwuprzewodowej zostaną prze-kształcone w linie 420 kV.

Projekt przekształcenia linii zakładał pozostawienie na linii istniejących słupów i przewodów oraz wydłużenie łańcuchów izolacyjnych o 0,5 m. Za pomocą progra-mów PLS-CADD i TOWER stwierdzono poprawność przyjętego założenia pozosta-wienia słupów i przewodów na linii. Odstępy izolacyjne zostały zweryfikowane za pomo-cą testów wykonanych w skali naturalnej.

Piotr WojciechowskiELBUD-PROJEKT Warszawa Sp. z o.o.

Linie napowietrzne – Komitet Studiów B2

Overhead Lines – Study Committee B2

Rys. 1. Analiza kosztowa

variation of capital and future failure costs

mili

on $

Capital costPresent worth of failure costs

50 150 500359 383 408

32 11 3

420410400390380370360350340330

35302520151050



Analizy i badania wykazały, że 30% li-nii 300 kV będzie można zmodernizować tą metodą zamiast budować nowe linie 420 kV. Pozwoli to na zaoszczędzenie ok. 7 miliardów NOK.

Nie tylko w Polsce występują problemy z uzyskaniem nowych pozwoleń na budo-wę linii elektroenergetycznych. Austriacki referat B2-103 opisuje sposób moderniza-cji linii 220 kV w Alpach Tyrolskich. Przed-miotowa dwutorowa linia 220 kV o dłu-gości 85 km została wybudowana 50 lat temu. W związku ze wzrostem zapotrze-bowania na energię elektryczną w regio-nie rozważano dwa projekty wybudowania nowych linii: 220 kV lub 380 kV. Biorąc pod uwagę przyszłe zapotrzebowanie na energię elektryczną analiza wykazała, że ekonomiczniejsze jest wybudowanie no-wej linii 380 kV. Niestety, dokładne analizy wykazały, że czas uzyskania wszystkich niezbędnych uzgodnień formalnopraw-nych w celu wybudowania linii wynosić będzie 20 lat. Zmusiło to Inwestora do szukania innych sposobów zwiększenia możliwości przesyłowych linii. Biorąc pod uwagę:• konieczność pracy linii przez co naj-

mniej następne 20 lat,• niemożność zmiany konstrukcji wspor-

czych i ich fundamentów,• zwiększenie możliwości przesyłowych

linii, • konieczność zachowania średnicy prze-

wodu i jego naprężeń

postanowiono zastosować przewody no-wego typu: HTLS ZTACIR. Przewody te są droższe (w produkcji i ich montażu) od prze-wodów tradycyjnych i wykazują się zwięk-szonymi stratami przesyłu oraz zwiększo-nym zapotrzebowaniem na moc bierną, ale z uwagi na konieczność spełnienia wymagań opisanych powyżej ich zastosowanie było je-dynym racjonalnym sposobem zwiększenia możliwości przesyłowych linii. Przewody te charakteryzują się zwiększoną obciążalno-ścią prądową przy jednoczesnym ogranicze-niu ich zwisów. Obecnie wymieniono prze-wody na odcinku około 40 km.

W podobnym duchu napisany został referat irlandzki B2-104 nawiązujący do trudności w uzyskaniu pozwoleń na budo-wę nowych linii elektroenergetycznych przy jednoczesnej konieczności zwiększenia zapotrzebowania na energię elektryczną. Większość linii elektroenergetycznych 220 kV i 400 kV w Irlandii została wybudowa-na w latach 1960-1985. Od tego czasu zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrosło o 150%, a przeprowadzone ana-lizy prognozują, że w 2025 roku wzrośnie o 200%. Zwiększony wzrost zapotrzebo-wania na energię, przy jednoczesnych kłopotliwych i długotrwałych procedurach

związanych z uzyskiwaniem pozwoleń na budowę dla nowych linii powoduje ko-nieczność stosowania przewodów nowego typu HTLS. Poniżej przedstawiono typy przewodów HTLS:• ACSS – Aluminium Conductor, Steel

Supported• G(Z)TACSR – Gap-type (Super) Ther-

mal resistant Aluminium alloy Conduc-tor Steel Reinforced

• (Z)TACIR – (Super) Thermal resistant Aluminium alloy Conductor Invar Rein-forced

• ACCC – Aluminium Conductor Compo-site Core

• ACCR – Aluminium Conductor Compo-site Reinforced.Na rysunku 4 przedstawiono konstruk-

cję przewodu HTLS TACSR.

Stan i ocena linii napowietrznych

Referat B2-202 napisany wspólnie przez przedstawicieli Norwegii, Wielkiej Brytanii i Kanady przedstawia możliwo-ści zastosowania nowoczesnych metod meteorologicznych używanych do prze-

Rys. 2. Norweski system energetyczny NN

w 2010 roku (po lewej) i planowany w 2030

roku (po prawej). Linie 420 kV zaznaczone

są na czerwono, linie 300 kV na niebiesko

Rys. 3. Porównanie sylwetek słupów P przed (lewy) i po modernizacji (prawy).

Rys. 4. Konstrukcja przewodu HTLS

Thermal-resistant aluminum alloy orSuper thermal-resistant aluminum alloy

Gap-filed with grease

Extra high strengthGalvanized steel (EST)

move

44. SESJA


widywania zjawisk pogodowych w celu właściwego określenia wartości obciążeń pochodzących od sadzi i wiatru do prawi-dłowego projektowania linii napowietrz-nych. Użycie zaawansowanego modelu, oznaczonego jako WRF (Weather research and forecasting model), pozwala na do-kładniejsze określenie zjawisk fizycznych i dynamicznych zachodzących w atmos-ferze i bezpośrednie przełożenie ich na wartości obciążeń wiatrowych i sadzio-wych w konkretnych rejonach. Dzięki temu można np. przewidzieć rejony zwiększone-go obciążenia sadzią na przewodach i na etapie projektowania znaleźć alternatywną trasę linii pozbawioną takich miejsc lub gdzie prawdopodobieństwo zaistnienia ta-kiej sadzi jest znacznie mniejsze. Aktualnie w Wielkiej Brytanii trwają prace z użyciem modelu WRF mające na celu aktualizacje map obciążenia sadzią.

W wielu krajach (Kanada, Rosja, Chi-ny, Iran, Kazachstan) występują awarie napowietrznych linii elektroenergetycz-nych spowodowane nadmiernym oblo-dzeniem przewodów. Referat rosyjski B2-203 przedstawia używany w Rosji od 1994 roku system CIMR (Controlled Ice Melting Rectifiers). Urządzenia typu CIMR wytwa-rzają prąd stały o napięciu od 8 do 50 kV i natężeniu do 1600 A. Najbardziej popu-larne i najwygodniejsze w stosowaniu są urządzenia o napięciu 14 kV i natężeniu 1400-1600 A. Całe urządzenie mieści się w kontenerze, który łatwo może być montowany i przemieszczany. Urządze-nia typu CIMR 50 kV/1200 A wymagają montowania w specjalnym budynku o po-wierzchni ok. 50 m2. Zarówno kontenery

jak i budynki umieszcza się w stacjach elektroenergetycznych na końcach linii. Za pomocą urządzeń typu CIMR można „odladzać” zarówno przewody robocze linii 110-500 kV, jak również przewody od-gromowe. Obecnie urządzenia tego typu z sukcesem pracują w Rosji w Północnym Kaukazie, na wyspie Sachalin, Kamczatce i w rejonie Środkowej Wołgi.

Australijski referat B2-206 opisuje te-sty w skali naturalnej słupa i fundamentu wykonane dla modernizowanej dwutoro-wej linii 110 kV. Zmiana przebiegu istnieją-cej linii 110 kV dała okazję do wykonania testów w skali naturalnej dwóch zbędnych słupów przelotowych. Słup T27 został zdemontowany, pozostawiono jednak nienaruszony fundament, na którym prze-prowadzono dynamiczne testy wytrzyma-łościowe. Słup T26 został pozostawiony bez zmian po zdemontowaniu z niego przewodów i przeprowadzono na nim sta-tyczne testy wytrzymałościowe. Zarówno słup jak i fundamenty zostały wyposażone w tensometry i urządzenia pomiarowe do

sprawdzenia ich przemieszczeń. Dodat-kowo cały przebieg testów był nagrywa-ny za pomocą kamer. Za pomocą układu olinowania (rys. 7, 8) zamodelowano siły działające na konstrukcję słupa. W rezul-tacie przeprowadzonych prób uzyskano następujące wyniki:• słup nr 27: przy 120% obciążenia sta-

tycznego fundament uległ przemiesz-czeniu o 25 mm,

• badania kontynuowano i przy 145% ob-ciążenia słup uległ katastrofie w wyniku zniszczenia jego dolnego wykratowania (rys. 9),

• dynamiczne obciążenie fundamentów słupa nr 26 skutkowało ich przemiesz-czeniami wynoszącymi 50 mm (dwu-krotnie więcej niż w przypadku obciążeń statycznych). Rezultaty badań w skali naturalnej opi-

sane w referacie B2-206 są zbliżone do re-zultatów badań wytrzymałościowych kon-strukcji słupów przeprowadzanych w skali naturalnej przez polskie firmy wykonawcze i projektowe.

Rys. 5. Urządzenie typu CIMR

w kontenerze montowane na stacji

elektroenergetycznej Rys. 6. Schemat urządzenia typu CIMR

Rys. 7. Schemat stanowiska badawczegoRys. 8. Układ olinowania

w testowanym słupie Rys. 9. Widok zniszczonego słupa



Austriacki referat B2-207 opisuje wpływ silnych wiatrów występujących jako cyklony lub tornada na napowietrz-ne linie elektroenergetyczne. Są to wiatry o bardzo dużych prędkościach mogących dochodzić nawet do 220 km/h, działające z reguły na niewielkich obszarach i poja-wiające się w Europie niezwykle rzadko, ale mające niezwykle niszczycielską siłę. Takim przykładem był cyklon Emma, który w dniach od 29 lutego do 2 marca 2008 roku spowodował szereg zniszczeń do-mów, lasów i infrastruktury przemysłowej położonych na obszarach Niemiec, Au-strii, Szwajcarii, Czech i Słowacji. Znisz-czenia te objęły także linie elektroenerge-tyczne 110 kV i 220 kV położone na tere-nie Austrii. Zniszczeniu uległo 5 słupów przelotowych linii 110 kV i 7 słupów prze-lotowych linii 220 kV. Nie zaobserwowano zniszczeń fundamentów w słupach, które uległy katastrofie.

Uszkodzone linie zostały wybudowane w latach 1958 i 1979. Badania przeprowa-dzone po ich katastrofie nie wykazały wad materiałowych. Na szczęście w wyniku katastrofy nikt nie zginął. Analiza danych meteorologicznych wykazała, że pręd-kość wiatru na wysokości 10 m powyżej gruntu w rejonie katastrofy dochodziła do 220 km/h.

Podobne zjawisko, lecz o nieco mniej-szej skali (prędkość wiatru dochodziła do 170 km/h) miało miejsce w lutym 1990 roku i było spowodowane działaniem cyklonu Vivian.

Oba te zdarzenia miały miejsce w au-striackim rejonie St. Peter am Hart.

W celu dokładnego przeanalizowania wpływu terenu na tego typu zjawiska klima-tyczne posłużono się modelem obliczenio-

wym wykorzystującym Metody Dynamicz-nych Analiz Przepływu Cieczy. Zasymulo-wano działanie cyklonów Emma i Vivian na obszarze 2,4×2,4×0,7 km. W wyniku tej analizy uzyskano potwierdzenie, że wiatr w porywach w okolicach słupów osiągał prędkości przekraczające 200 km/h i był bezpośrednią przyczyną ich katastrofy.

Konserwacja, utrzymanie i remonty linii napowietrznych

Tematem referatu B2-302 była wymia-na izolacji na linii 400 kV w rejonie Zachod-niego Przylądka w RPA. Na liniach 400 kV do 2006 roku standardowo używano izo-latorów szklanych o jednostkowej drodze upływu 16 mm/kV lub 27 mm/kV (zgodnie z IEC 60815-1). Początek 2006 roku cha-rakteryzował się w rejonie Zachodniego Przylądka niezwykle suchym „latem”, po-żarami buszów, zwiększoną gęstością py-łów w powietrzu, które to czynniki spowo-dowały szereg wyłączeń linii elektroener-getycznych w rejonie, spowodowanych przepięciami na zanieczyszczonych pyłem i solą morską izolatorach.

W celu oceny krytycznego poziomu zanieczyszczeń mogących być źródłem poważnych kłopotów eksploatacyjnych oraz wyboru optymalnego rodzaju izola-torów dla potrzeb przyszłych remontów linii użyto specjalnego programu, który brał pod uwagę: poziom zanieczyszczeń pomierzony w powietrzu, rodzaje izolato-rów (wymiary, materiał, rodzaj starzenia się, wpływ przepięć), dane meteorolo-giczne oraz wytyczne IEC 60815. Analiza wykazała, że należy zastosować izolatory kompozytowe o otwartym profilu i jed-

nostkowej drodze upływu 31 mm/kV. Do chwili obecnej wymieniono 90% z 22 000 izolatorów. Dodatkowymi trudnościami były warunki terenowe, w jakich znajduje się część stanowisk słupów (morskie kli-fy), gdzie wymiany izolatorów były wyko-nywane z użyciem helikopterów, a także konieczność zminimalizowana wyłączeń na linii (większość prac odbywała się przy pracujących liniach).

We francuskim referacie B2-303 opi-sano sposób monitorowania stanu tech-nicznego istniejących słupów linii elektro-energetycznych należących do RTE za pomocą bezzałogowych „maszyn latają-cych” (UAV – unmanned aircraft vehicles). Aktualnie RTE posiada 230 000 stalowych słupów, z których 56 000 ma wiek powyżej 60 lat. W związku z powyższym znaczna ich część posiada skorodowane elementy w różnym stanie, mogące być zagrożeniem dla bezpieczeństwa konstrukcji, które wy-magają wymiany lub renowacji.

Ze względu na dużą liczbę stanowisk wymagających przeglądu tradycyjne meto-dy zajęłyby zbyt wiele czasu. Zdecydowa-no się więc na wykonanie inspekcji z uży-ciem bezzałogowych „maszyn latających” UAV wyposażonych w kamery. Przegląd jednego słupa trwa 20-30 minut i jest wy-konywany przez dwóch operatorów. Jeden kieruje (za pomocą radia) maszyną UAV, drugi operuje kamerą wykonując zbliże-nia i nagrywając najbardziej skorodowa-ne miejsca na słupie. Dzięki temu można szybko i bardzo dokładnie określić poten-cjalne miejsca na słupie wymagające in-terwencji człowieka. Jedyną niedogodno-ścią jest brak możliwości zastosowania tej metody w bezpośrednim sąsiedztwie dróg i zabudowań.

Rys. 10. Zniszczony słup przelotowy. Zdeformowany krawężnik słupa Rys. 11. Widok na jeden ze słupów mocnych stojący na klifie

44. SESJA



[1] B2-101. Kieloch Z., Ghanoum E., Design of

the 500 kV HVDC Bipole III line in Manito-

ba, Canada.

[2] B2-102. Berlijn S., Halsan K. i inni, Voltage

Uprating of Statnett’s 300 kV Transmission

Lines to 420 kV.

[3] B2-103. Bodner J. i inni, Use oh high

thermal limit conductors in the replace-

ment of 220 kV overhead lines in the Ti-

rolean Alps.

[4] B2-104. Geary R., Condon T. i inni, Intro-

duction of high temperature low sag con-

ductors to the Irish transmission grid.

[5] B2-202. Fikke S. i inni, Extreme weather

studies by using modern meteorology.

[6] B2-203. Frolov O.V. i inni, Experience of

Russia on preventing ice-wind failure in

electric systems.

[7] B2-206. Lake R.G., Full scale tower and

foundation tests help to identify reliabili-

ty of existing lines and give guidance of

likely dynamic tower/foundation interac-

tion behavior.

[8] B2-207. Karner C. i inni, Effects from

downbursts on overhead lines; Mete-

orological thunderstorm study – clima-

tological, meteorological and CFD ana-

lysis.

[9] B2-302. Gutman I. i inni, Example of re-

furbishment of overhead lines 400 kV at

Western Cape after major pollution event

in February 2006.

[10] B2-303. Renier F., Lattice tower corrosion

inspection with UAV.

Rys. 12. Skorodowane elementy nośne słupa Rys. 13. Użycie UAV w celu monitorowania

stanu technicznego słupów

CIGRE

W zakresie stacji elektroenergetycz-nych, na 44. Sesji CIGRE przedstawiono artykuły w następujących dwóch tematach wiodących (Preferential Subject):• PS1 - Postęp w technologiach wyko-

rzystywanych na stacjach (Advances in Substation Technologies),

• PS2 - Doświadczenia w zarządza-niu stacjami (Substation Management Experience).

Postęp w technologiach wykorzystywanych na stacjach

W ramach tematu przedstawiono 12 artykułów (jeden ze zgłoszonych artykułów został anulowany) [1-12].

Zwraca uwagę artykuł [2] ukazujący doświadczenia włoskiego operatora sieci przesyłowej Terna, związane z projektem Kompaktowa Stacja do Szybkiej Instala-

cji (ang. Compact Substation for Quick Instalation - SCRI). Rozwiązanie to wdro-żone zostało we współpracy z ABB Wło-chy i obejmuje mobilną stację na napięcia 145 - 170 kV. Wykorzystuje ono technolo-gię MTS (ang. Mixed Technology Switch-gear) będącą połączeniem rozdzielnicy izolowanej gazem SF6 oraz połączeń wy-sokonapięciowych izolowanych suchym powietrzem (ang. dry-type termination).

Piotr MańskiPolskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

Stacje elektroenergetyczne – Komitet Studiów B3

Substations – Study Committee B3



Uzyskano w ten sposób kompaktową, mo-bilną stację nie tracąc nic z funkcjonalności standardowych rozwiązań.

Stacja obejmuje dwie sekcje:1) wysokonapięciową – trzypolowa roz-

dzielnica z zakończeniami balowymi typu plug-in oraz

2) niskonapięciową – zabezpieczenia sekcji WN, obwody sterownicze i po-mocnicze. Sekcje mieszczą się na naczepach

typu TIR i mogą być transportowane za-równo po drogach standardowych jak i wyboistych niższej klasy. Umożliwia to stalowy szkielet konstrukcji zabezpieczony antywstrząsowymi absorberami.

Projekt ten jest wykorzystywany za-równo w procesach inwestycyjnych, na przykład w razie potrzeby szybkiego przy-łączenia odbiorcy zewnętrznego do sieci, jak i w eksploatacji, w razie konieczności wykonania przeglądu pola minimalizując czas potrzebny na jego wyłączenie. Możli-we jest również jego wyko-rzystanie w razie katastrof spowodowanych siłami natury. Podobne projekty z powodzeniem stosowane są również w Japonii.

Przewidywany jest dalszy rozwój technologii obejmujący wyższe napię-cia, nawet do 380 kV.

Ponadto artykuł [1] porusza kwestie detekcji przepięć, w tym przepięć łączenio-wych w rozdzielnicach GIS. Prezentowane jest rozwiązanie wykorzystujące optyczne przekładniki napięciowe i prądowe.

Artykuły [3, 5, 10] poruszają problem implementacji i wykorzystania IEC 61850. Prace stale postępują zmierzając z jed-nej strony do ustanowienia standardu dla protokołów wykorzystujących IEC 61850, a z drugiej poszukiwane są sposoby optymalnego ich wykorzystania. Autorzy artykułów w trakcie prezentacji zwracali uwagę, że w zakresie IEC 61850 obserwo-wany jest zachwyt producentów, któremu towarzyszy jednocześnie sceptycyzm użyt-kowników. Proces przyjęcia IEC 61850 jest nieunikniony, ale wymaga czasu i dodatko-wych przygotowań.

W artykułach [6, 9] ukazano wyzwania, przed jakimi stoją projektanci i użytkownicy infrastruktury elektroenergetycznej w du-żych aglomeracjach. Na przykładach Tehe-ranu (Iran) i Walencji (Hiszpania) ukazano działania zmierzające do minimalizowania rozmiarów stacji poprzez zastosowanie no-woczesnych technologii, jej rozmieszczeniu

w sposób optymalny z punktu widzenia wy-korzystania przestrzeni miasta czy jej wpły-wu na środowisko naturalne i człowieka.

Nie zabrakło również tematyki zwią-zanej z energetyką odnawialną. Artykuł [4] omawia zagadnienia szeroko pojętego wpływu na środowisko przybrzeżnych tur-bin wiatrowych.

Autorzy proponują rozszerzenie katalo-gu czynników, na które ma wpływ pracująca turbina, o te związane również pośrednio ze środowiskiem pracującej turbiny. Może to się przyczynić do wydłużenia czasu pracy turbin i ich komponentów oraz ograniczyć możli-wość powstania katastrofy z ich udziałem.

Doświadczenia w zarządzaniu stacjami

W tym temacie na wyróżnienie zasłu-guje artykuł prezentujący doświadczenia rumuńskiego operatora sieci przesyłowej

Rys. 1. Schemat jednokreskowy stacji SCRI

Keywords:

• „Sb” SF6 Busbar• „TV” SF6 Inductive Voltage Transformer• „89 T” Earthing switch• „89 A” Busbar disconnector• „52 CB” Circuit breaker• „89 T-L” Line disconnector and earthing switch• „CT” Current Transfomer• „T” High Voltage Plug-in terminal• „TIP” Service Station Voltage Transformer• „ZnO” Surge Arrester

Rys. 2. Stacja SCRI.

Widok na sekcję

wysokonapięciową Rys. 3. Proponowane rozwiązanie detekcji przepięć z wykorzystaniem

przekładników optycznych w formie schematu

Rys. 4. Przykładowe budynki stacji NN z fasadami

wykonanymi z drewna i szkła

Rys. 5. Przykład zaadoptowania starego

budynku na potrzeby stacji (Walencja)

44. SESJA


– CN Transelectrica SA na temat syste-mów monitoringu stosowanych na sta-cjach [13]. W dobie nowych technologii oraz coraz częstszej rezygnacji z obsługi ruchowej stacji, zdalna kontrola apara-tury stacyjnej, zwłaszcza poprzez sys-temy on-line, nabiera coraz większego znaczenia. Kompleksowy system opi-sany w artykule zastosowano na stacji 400/110 kV Darste. Obejmuje on kontro-lą transformatory mocy, dławiki, wyłącz-niki, odłączniki, przekładniki prądowe i napięciowe oraz ograniczniki przepięć (w sumie 167 elementów). Struktura sys-temu została zaprojektowana w taki spo-sób, aby mógł on działać jako niezależny system lub jako element większej sieci, w ramach tzw. sieci inteligentnych (ang. Smart Grid).

Intencją operatora rumuńskiej sie-ci przesyłowej jest implementacja sieci Smart Grid bazującej na monitoringu on--line dla stacji najwyższych napięć, linii napowietrznych oraz dla kontroli jakości energii. Do pilotowego programu wybrane zostały trzy stacje (1 x 400/100 kV oraz 2 x 220/110kV), które nie są przewidywa-ne do modernizacji w najbliższych latach, ale aparatura pierwotna ma w przeważają-cej części ponad 25 lat.

System monitoringu on-line transfor-matorów mocy, oprócz powszechnie sto-sowanych pomiarów podstawowych para-metrów elektrycznych, zawartości gazów palnych i wody w oleju czy monitoringu izo-latorów przepustowych, realizuje również pomiar wyładowań niezupełnych metodą akustyczną. Oprócz tego monitorowane są parametry operacyjne transformatora (np. temperatury) oraz osprzętu (np. moc pobierana przez napęd przełącznika za-czepów).

Stan wyłączników oceniany jest na podstawie analizy operacji wyłącz/za-łącz, pomiaru czasów wyłączenia, oceny synchronizacji pomiędzy poszczególnymi fazami, czasu trwania łuku, ilości ope-racji, stanu styków i in. Wyróżniono trzy sekcje:• sekcja pomiarów wykonywanych w sta-

nie czuwania cały czas (napięcie robo-cze, temperatura otoczenia, ciśnienie gazu SF6 itp.),

Stan odłączników oceniany jest podob-nie jak dla wyłączników.

Monitoring przekładników obejmuje ich ogólny stan, warunki, w jakich działają, ci-śnienie wewnątrz i in.

Opomiarowanie ograniczników prze-pięć obejmuje stan ogólny ograniczników, prąd roboczy ogranicznika, prąd upływu, trzecią harmoniczną prądu, ilość operacji dla każdego z ograniczników.

Wszystkie wymienione dane groma-dzone są w systemie stacyjnym (ang. SCADA system) oraz przesyłane poprzez połączenia światłowodowe i GSM do sieci intranetowej Operatora.

Dotychczasowe wnioski płynące z ob-sługi powyższego rozwiązania wskazują na obniżenie kosztów eksploatacji stacji i jej WN wyposażenia. Stały podgląd stanu technicznego aparatury wspomaga proce-sy decyzyjne związane z obsługą stacji i jej pracą w systemie.

Podobne doświadczenia ma opera-tor włoskiej sieci przesyłowej – Terna. W artykule [14] ukazano zasady działania monitoringu on-line transformatorów, GIS oraz aparatury WN na stacjach. System został wdrożony po raz pierwszy w roku 2007 i obejmuje swoim zasięgiem już kilka obiektów. Opisano sposób akwizycji i prze-syłu danych oraz zasady dostępu.

Należy zwrócić uwagę, że autorzy opi-sują jedynie kwestie techniczne związane z wprowadzeniem i obsługą systemów.

Nie porusza się spraw formalnych zwią-zanych chociażby z okresami przeglądów transformatorów i aparatury WN, okre-ślonymi w różnego rodzaju instrukcjach prowadzenia eksploatacji czy dokumen-tach techniczno– ruchowych. Mogą one mieć znaczenie przy określaniu warunków ich ubezpieczenia. Niemniej wszystko wskazuje na to, że zindywidualizowane podejście do eksploatowanej aparatury, monitorowanej on-line, jest przyszłością. Wymaga ono zmian formalno- organiza-cyjnych, ale może rozwijać się w miarę dalszego rozwoju strukturalnych sieci in-teligentnych.

Pozostałe artykuły ukazują doświad-czenia związane z działaniami na sta-cjach mającymi na celu ich polepszenie poprzez modyfikacje pracujących ele-mentów, ich wymianę lub zmianę całego układu [15, 16, 18, 21-24, 26]. Ponadto ukazano doświadczenia w badaniu stanu technicznego przekładników z wykorzy-staniem metody analizy odpowiedzi die-lektrycznej [17], doświadczenia w moni-torowaniu stanu aparatury GIS i GIL [20] oraz wnioski z wykonywania pomiarów na stacjach ultrawysokich napięć (ang. UHV substation).

Poruszono również kwestie bezpie-czeństwa pracy na dwóch sąsiadujących stacjach związane ze skutecznością ochro-ny odgromowej i systemem uziemienia na stacjach [19].

Dalsze działania

Tematy preferowane określone na ko-lejną, 45. sesję w Paryżu kontynuują do-tychczasową linię postępowania. Zostały one określone następująco:• PS1 - Nowe rozwiązania na stacjach

w celu spełnienia nowych potrzeb w przyszłości (Substation Develop-ments to Address Future Needs),

• PS2 - Zarządzanie czasem życia stacji (Life-Cycle Management of Substations),Uwzględniają one potrzeby użytkow-

ników zainteresowanych wprowadzaniem nowych technologii przy jednoczesnym uwzględnieniu procesu starzenia istnieją-cych stacji.

Rys. 6. Proces otwierania wyłącznika

– monitorowane parametry

• sekcja pomiarów wykonywanych w trakcie cyklu wyłącz/załącz,

• sekcja sygnałów generująca zdarzenia spowodowane nieprawidłową pracą wyłącznika lub niekorzystnymi warun-kami, w których pracuje.




[1] B3−101. Peelo D.F, Rahmatian F., Nagpal

M., Sydor D. (Kanada): Real-time moni-

toring and capture of power system tran-

sients.

[2] B3−102. Falorni D., Iuliani V., Rebolini

M., Sembiante F., Cameroni R., Gat-

ti P., Granata C., Piazza C. (Włochy):

Compact substation for quick instalation

SCRI (Stazioni Compatte a Rapida Insta-

lazione).

[3] B3−103. Henrion A., Pita D., Schaub P.

(Australia): Service expierence of IEC

61850 process bus using no-conventional

instrument transformers and implications

in the evolution of high voltage switching

plant.

[4] B3−104. Holboell J., Henriksen M., Olsen

R.S., Jensen A., Koldby E. (Dania): Electri-

cal and non-electrical environment of wind

turbine main components .

[5] B3−105. Cooney K., Lynch K. (Irlan-

dia): Developing a roadmap for intro-

duction of IEC 61850 based solutions

for HV substations in the Republic of

Ireland.

[6] B3−106. Vadiati M., Kabiri M., Nekouei F.,

Ebrahimi A.R. (Iran): A new solution for

space saving of substations in Tehran re-

gional electric company..

[7] B3−107. Wallner C., Glaubitz P., Fråbel W.,

Pein H. (Niemcy): The challenge for busbar

disconnectors of gas insulated switchgear

(GIS) in a 420kV mixed technology (Hybrid)

substation.

[8] B3-108. Chatrefou D., Rayon J.L., Lindner

C. (Francja),: Digital substation – Tests of

Process Bus with GIS – non conventional

instruments transformers.

[9] B3-110. Adobes R., Cardona P., Fernan-

dez A. (Hiszpania): Valencia Plan, model

project to integrate facilities into the envi-

ronment and reduce spaces.

[10] B3−111. Bautista Flores J., Garcia Colon

V.R., Melendez Roman C.G., Robles Ra-

mirez E., Rasgado Casique J.P. (Meksyk):

First multivendor 400kV transmission line

protection scheme using an IEC 61850-9-2

digital network for optical CT’s and protec-

tion relays.

[11] B3-112. Reyes A., Felix A., Gonzales C.,

Islas E. (Meksyk): Optimal robot navigation

for inspection and surveillance in electric

substations.

[12] B3-113. Jha I.S., Chandy O., Sarkar R.K.,

Singh A.B. (Indie): Design challenges in the

765kV ait insulated substations.

[13] B3-201. Moldoveanu C., Brezoianu V.,

Vasile A., Ursianu V., Ionita I., Goni F.,

Radu C., Gal S., Metiu V., Diaconu C.,

Hategan I.D., Zaharescu V., Rosca Vl., Fa-

garasan T., Moraru G. (Rumunia): On-line

monitoring of substation condition – A Ro-

manian experience.

[14] B3-202. Battocletti U., Falorni D., Iuliani

V., Rebolini M. (Włochy): The on-line mo-

nitoring systems combined with decision

support system for HV and UHV Terna’s

substation maintenance.

[15] B3-203. Grinschpun H., Ingerto O. (Argen-

tyna): Recycling, uprating and upgrading of

a high voltage substation located at down-

town of a big city.

[16] B3-204. Vaughan D., Rooney B., Adam-

czewski G. (Australia): Applying IEC 60865

on low tension inter-plant spans in EHV

switchyards.

[17] B3-205. Raetzke S., Koch M., Kru-

eger M. (Austria), Talib A. (Malezja):

Condition assessment of instrument

transformers using dielectric response

analysis.

[18] B3-206. Chareonsrikasem S., Ananta-

vanich K., Prungkhwunmuang S., Su-

wanasri T. (Tajlandia): Enhancement of

substation reliability by retrofitting exi-

sting bus configuration applying hybrid

switchgear.

[19] B3-207. Phayomhom A., Chirataweewo-

ot N., Intharaha S., Sirisumrannukul S.,

Kasirawat T., Puttarach A. (Tajlandia):

Safety analysis for grounding potential of

two neighboring substations: case study

of Metropolitan electricity authority’s

system .

[20] B3-208. Rayon J.L., Penning J.F., Ait-

-Abdelmalek F., Weidmann W., Juge P.,

Granelli G., Girodet A., (Francja), Gaut-

schi D. (Szwajcaria): Monitoring and

condition assessment for GIS substation

and GIL.

[21] B3-209. Tremouille G., Parisot A. (Fran-

cja), Imagawa H. (Japonia): Short circuit

uprating, methodology throughout the

diversity of required skills. On behalf of

B3-23..

[22] B3-210. Lee M.S., Jung J.W., Yeo S.Y., Lee

C.S., Kim J.B. (Korea Płd.), Vega R. (Filipi-

ny): Design experience of 230/115/69 kV

substation refurbishment/extension – Pro-

ject in Philippine grid network.

[23] B3-211. Crisostenes L., Moraes E.P., Ca-

bral S.L.S., Vasconcelos G.F., Pinheiro W.,

Lopes J.C.R. (Brazylia): Substation upgra-

de of existing facilities – A succeed expie-

rence.

[24] B3-212. Imura H., Kobayashi T., Mame-

tani Y., Sasamori K., Yokota T., Okada

A. (Japonia): Changes in requirements

for substation equipment and examples

of new technologies applied to existing

facilities.

[25] B3–213. Uehara K., Kobayashi T., (Japo-

nia), Li G., Fan J., Li B. (Chiny), Agrawal

S.K. (Indie), Kim J.H., Oh C. (Korea): On-

-site tests at UHV substation. On behalf of

WG B3.29.

[26] B3-214. Maya Montoya J.G., Gomez Tor-

res D.E. (Kolumbia): Quality analysis of

connectors used in the uprating of San

Carlos and Chivor substations.

CIGRE

44. SESJA


W ramach sesji plenarnej Komitetu Stu-diów B4 (Układy prądu stałego wysokiego napięcia i urządzeń energoelektronicz-nych) przedstawiono 25 referatów dotyczą-cych układów przesyłowych prądu stałego (HVDC – High Voltage Direct Current) oraz układów typu FACTS (Flexible AC Trans-mission Systems) w trzech tematach pre-ferowanych:1. Projekty i instalacje HVDC i FACTS

(12 referatów, 1 anulowany).2. Rozwój technologii HVDC i FACTS

(5 referatów).3. Zastosowanie technologii HVDC oraz

FACTS (8 referatów, 1 anulowany).Zarówno opisane poniżej artykuły, jak

i aktualnie prowadzone prace w Komite-cie Studiów B4 dobrze odzwierciedlają wysoką dynamikę rozwoju technologii HVDC. W przeciwieństwie do połączeń na napięciu przemiennym, stałoprądowe układy przesyłowe oferują pełną i szyb-ką sterowalność, możliwość łączenia systemów pracujących asynchronicznie, możliwość przesyłu mocy na bardzo duże odległości czy prowadzenia dale-kich połączeń podmorskich. W ostatnich latach technologia ta znalazła zastoso-wanie w przyłączaniu morskich farm wia-trowych do systemu elektroenergetycz-nego. Przewiduje się, że da to początek sieciom DC, które będą stanowiły całko-wicie nowy wymiar tej technologii, dający wiele możliwości, ale i niosący za sobą ciekawe wyzwania.

Projekty i instalacje HVDC i FACTS

Referaty przedstawione w ramach pierwszego tematu preferowanego doty-czyły wyłącznie układów HVDC. Autorzy skoncentrowali się głównie na dwóch ro-dzajach zagadnień, z których pierwsze poświęcone było modernizacji lub powięk-szeniu istniejących instalacji, a drugie cha-rakterystyce nowych projektów.

W referacie [9] opisano polityczne, techniczne i ekonomiczne aspekty nowo projektowanego połączenia HVDC po-między Francją a Hiszpanią. Projekt pod nazwą INELFE jest o tyle nietypowy, że będzie to pierwsze w Europie połączenie oparte na prądzie stałym wewnątrz sys-temu synchronicznego (ENTSO-E). Dla Hiszpanii będzie to drugie połączenie w tej technologii – pierwsze o nazwie COME-TA łączy Hiszpanię kontynentalną z wy-spą Majorką. Głównym celem stawianym temu wartemu 700 mln € projektowi jest wzmocnienie połączenia pomiędzy Fran-cją a Hiszpanią, które w obecnej formie realizowane jest poprzez 2 linie o napięciu 220 kV i dwie o napięciu 400 kV, umożli-wiające przesył maksymalnie 1100 MW w kierunku Francji i 1400 MW w kierunku Hiszpanii. Zainstalowanie dwóch układów VSC (Voltage-Source Converter) o mocy znamionowej 1000 MW każdy, pracujących na napięciu ±320 kVDC pozwoli zwiększyć tzw. zdolność przesyłową netto pomiędzy

tymi dwoma krajami do 2600 MW przy przesyle do Francji i 2800 MW w odwrot-nym kierunku.

Zastosowanie technologii VSC pozwoli dodatkowo uzyskać możliwość ciągłej re-gulacji napięcia dzięki niezależnej regulacji mocy biernej przekształtników oraz zasi-lania systemu bez napięcia (po zdarzeniu typu blackout), nie przyczyni się do zwięk-szenia mocy zwarciowej oraz wpłynie na zwiększenie stabilności systemu (np. dzięki możliwości tłumienia oscylacji o niskiej czę-stotliwości lub możliwości szybkiej zmiany kierunku przesyłanej mocy). Projekt będzie okazją do pobicia dwóch rekordów – naj-większej wartości mocy znamionowej dla układu w technologii VSC oraz najwyższej wartości napięcia stałego w kablu układa-nym pod ziemią (o długości 64,5 km).

Nowy projekt o zupełnie odmiennej charakterystyce w stosunku do projektu IN-ELFE omówiono szczegółowo w referatach [10] i [11]. Rio Madeira HVDC System ma stanowić zespół połączeń HVDC o łącznej mocy 7100 MW, służący odbiorowi energii elektrycznej z dwóch hydroelektrowni poło-żonych na największym dopływie Amazon-ki. Dwa bipolarne (±600 kVDC) łącza, każde o mocy znamionowej 3150 MW i długości 2350 km, wykonane w technologii LCC (Line Commutated Converter) będą wy-korzystywane do przesyłu energii w rejon Sao Paulo, podczas gdy dwa kolejne łącza, wykonane w technologii CCC (Capacitor Commutated Converter) o mocy 400 MW

Michał KosmeckiInstytut Energetyki

Oddział Gdańsk

Układy prądu stałego wysokiego napięcia i urządzeń energoelektronicznych – Komitet Studiów B4

High Voltage Direct Current and Power Electronics – Study Committee B4



każde i topologii back-to-back, będą za-silały lokalną, bardzo słabą sieć 230 kV. W 2010 roku ukończono fazę formułowa-nia specyfikacji technicznej dla licznych dostawców (projekt realizowany w ramach osobnych aukcji na poszczególne kompo-nenty systemu), natomiast w kwietniu 2013 roku ma zakończyć się uruchamianie i te-stowanie elementów systemu. W tym cza-sie zaakceptowano zmianę proponowaną przez jednego z dostawców, polegającą na wykorzystaniu zalet technologii CCC nad klasyczną LCC i zastosowaniu jej do połączeń back-to-back. Realizacja tych połączeń w technologii LCC wymagałaby bowiem zainstalowania kompensatorów synchronicznych (w tym wypadku trzech o mocy 100 MVAr każdy) z powodu niskiej mocy zwarciowej, która może wystąpić w okresie suchym, gdy hydrogeneracja pracuje w minimalnym stopniu. Moc zwar-ciowa może wówczas spaść do bardzo ni-skiego poziomu, określonego współczyn-nikiem ESCR (Effective Short-Circuit Ratio) równym 0,34.

Omawiane łącza back-to-back będą wykonane w nowej, ulepszonej techno-logii CCC. Istota innowacji, omówiona szczegółowo w referacie [5], polega na zastosowaniu odpowiednio większych kondensatorów włączonych szeregowo pomiędzy transformator a przekształtnik oraz na modyfikacjach algorytmów stero-wania, dzięki którym łącze będzie zdolne zarówno pobierać jak i oddawać moc bier-ną do sieci AC, a zatem będzie możliwa regulacja napięcia AC w punkcie przyłą-czenia do sieci. Pod względem funkcjo-nalności, łącze takie zbliży się zasadniczo do możliwości oferowanych przez łącza typu VSC. Wyniki symulacji wskazują, że falownik łącza może stabilnie pracować na system o współczynniku ESCR rów-nym 0,35, co w standardowym wykonaniu technologii CCC jest niemożliwe. Warun-kiem jest stosunkowo mocny system AC po stronie prostownika.

Kolejnym nowym projektem, stano-wiącym jednocześnie rozszerzenie już istniejącej instalacji, jest łącze Nelson River HVDC Bipole III. W referacie [3] przedstawiono założenia i wyniki anali-zy porównawczej zastosowania różnych

technologii do realizacji tego połączenia, przy założeniu, że moc znamionowa łą-cza będzie na poziomie 2000 – 2500 MW, a jego długość wyniesie ok. 900 km. Para-metry tego rzędu są od ponad 40 lat z po-wodzeniem osiągane przy wykorzystaniu technologii tyrystorowej, jednak w tym przypadku wybór pomiędzy technologią LCC a innymi nie jest oczywisty. Ponieważ byłoby to trzecie łącze LCC w tym obsza-rze, mogłoby dojść do interakcji pomiędzy łączami. Aby temu zapobiec, moc zwar-ciowa w stacji falownikowej, w tym wy-padku wyrażona za pomocą współczynni-ka MIESCR (Multi-Infeed Effective Short--Circuit Ratio), musiałaby być większa niż 2,5. To z kolei jest możliwe wyłącznie przy instalacji dodatkowych 1000 MVAr w kompensatorach synchronicznych, któ-re przyczynią się do przekroczenia ogra-niczonych aparaturą zabezpieczeniową dopuszczalnych prądów zwarciowych z 63 kA do 80 kA. Ponadto wyłączniki zdolne wyłączyć prąd 80 kA w temperatu-rze -50oC obecnie nie istnieją.

Rozwiązanie zastępcze w postaci urzą-dzenia STATCOM w miejscu kompensa-torów synchronicznych zostało odrzucone m.in. ze względu na fakt, iż nie wprowadza ono inercji do systemu, do którego jest przyłączone. Alternatywa w postaci łącza w technologii CCC nie była brana pod uwa-gę, gdyż jeszcze nigdy nie zastosowano tej technologii w łączu stałoprądowym z linią napowietrzną. Powyższych wad i ograni-czeń pozbawione byłoby łącze wykonane w technologii VSC, jednak z jego zastoso-waniem wiąże się podstawowe wyzwanie polegające na usuwaniu zwarć w obwodzie DC układu VSC. Potencjalne rozwiązania problemu obejmują zastosowanie (nieist-niejących jeszcze) wyłączników DC lub poważnych modyfikacji układu sterowania łączem VSC.

Modernizacja dwóch już istniejących układów HVDC z systemu Nelson River HVDC była tematem artykułu [1]. Ponie-waż moc przesyłana łączami Bipole I i Bi-pole II zaspokaja 70% zapotrzebowania na energię elektryczną prowincji Manitoba w Kanadzie, zagadnienia niezawodności i dostępności układów HVDC są bardzo ważne. Konieczne było wprowadzenie

usprawnień m.in. z uwagi na obniżoną wydajność, starzenie się czy malejącą dostępność podzespołów, jak również z powodu wymagań dotyczących ochro-ny środowiska i bezpieczeństwa. Proces modernizacji rozpoczęto już w 1992 roku, kiedy zamieniono prostowniki rtęciowe na prostowniki tyrystorowe, głównie z powo-du niedostępności części zamiennych do tych pierwszych. Następnie zamieniono dławiki filtrów AC i DC z olejowych na po-wietrzne, co pozwoliło uniknąć problemów związanych z wyciekami oleju czy możli-wością zapalenia się go. Częste awarie transformatorów (w sumie 52 transfor-matory) znacząco wpływały na obniżenie dostępności układów, dlatego postano-wiono zakupić zapasowe transformato-ry oraz wprowadzić procedury napraw i podmian, co zaowocowało skróceniem czasu wymiany jednej sztuki z 30 do 9 dni. Oprócz tego wymieniono na nowsze takie elementy, jak komponenty układów chło-dzenia i wyzwalania tyrystorów, przepusty izolatorowe i dławiki wygładzające w ob-wodach DC. Z przytoczonego w referacie raportu wynika, że po 20 latach działania łącza blisko 25% jego komponentów bę-dzie podlegało wymianie, zatem podobna tematyka ma szanse coraz częściej poja-wiać się publikacjach.

Dowodem na to jest referat [4], w któ-rym przedstawiono proces modernizacji elementów łącza Fenno-Skan 1, które od 24 lat łączy Szwecję i Finalndię, przepro-wadzanej przy okazji uruchomienia łącza Fenno-Skan 2 o mocy 800 MW i napięciu 500 kV. Modernizacja objęła takie elemen-ty, jak: rozdzielnia AC/DC Dannebo, linia napowietrzna AC, linia napowietrzna DC oraz elektroda podmorska.

Kolejna modernizacja, której celem było zwiększenie z 1600 MW do 2400 MW zdolności przesyłowej łącza Intermounta-in Transmission System, zlokalizowanego pomiędzy stanami Utah i California w USA, została opisana w referacie [7]. Łącze to charakteryzowało się dużą wartością przeciążalności dopuszczalnej długotrwa-le – w przypadku awarii jednego bieguna, drugi biegun mógł pracować z ciągłym przeciążeniem o 50% (1200 MW). Było to możliwe dzięki zastosowaniu odpowiednio

44. SESJA


przewymiarowanych elementów obwodów pierwotnych układu i dawało podstawę do uzyskania zwiększonej mocy znamiono-wej łącza w pracy dwubiegunowej. W tym celu należało usprawnić układy chłodzące kluczy tyrystorowych i transformatorów przekształtnikowych oraz zainstalować dodatkowe środki kompensacji mocy biernej. W wyniku tej drugiej operacji licz-ba pojedynczych, załączalnych urządzeń bocznikowych (baterie kondensatorów, fil-try harmonicznych) sięgnęła 23, co pocią-gnęło za sobą konieczność wprowadzenia zaawansowanego układu sterowania tymi urządzeniami. Zmodernizowano również system sterowania i zabezpieczeń po-przez wymianę platformy sprzętowej na nowszą. Czas wprowadzania wszystkich opisywanych zmian wraz z testowaniem nie przekroczył trzech tygodni na jeden biegun łącza.

Pod koniec 2010 roku uruchomiono pierwsze na świecie łącze VSC z linią napowietrzną. Układ Caprivi Link HVDC o mocy 300 MW połączył linią o długo-ści 950 km systemy przesyłowe Namibii i Zambii, które charakteryzują się bardzo niskimi poziomami mocy zwarciowych, porównywalnych z mocą znamionową łącza. Zaprojektowanie układu do pracy w takich warunkach stanowiło duże wy-zwanie. Ostateczną weryfikację popraw-ności działania przeprowadzono przed uruchomieniem, kiedy to układ przeszedł drobiazgowe testy, których wyniki podsu-mowano w referacie [6]. W szczególności porównano wyniki uzyskane podczas te-stów akceptacyjnych z wykorzystaniem symulatora czasu rzeczywistego (RTDS) oraz testów pod napięciem na obiekcie. Autorzy we wnioskach zwracają uwagę na przydatność testów akceptacyjnych, które pozwalają skrócić czas na urucho-mienie łącza, ale z drugiej strony podkre-ślają wagę testów na obiekcie (w szcze-gólności testów z imitowanym zwarciem w obwodzie DC i w systemie AC), dzię-ki którym wykryto niewielkie problemy w systemach zabezpieczeń, których iden-tyfikacja w testach akceptacyjnych była niemożliwa ze względu na redukcje wpro-wadzone do modelu systemu AC otacza-jącego łącze HVDC.

Tematyka modelowania układów HVDC została również podjęta w refe-racie [2], w którym przedstawiono próbę odtworzenia za pomocą symulacji nieco-dziennego zdarzenia, do którego mogło dojść w duńskim systemie przesyłowym. Otóż w szczególnych warunkach, gdy część połączeń HVDC była używana do importu mocy z Norwegii, a część do eksportu mocy do Szwecji, mogło dojść do tzw. propagacji przewrotów komu-tacyjnych (rys. 1). Zaobserwowano, że przewrót komutacyjny w falowniku łącza eksportującego moc do Szwecji będzie widoczny w systemie AC po stronie pro-stownika tego łącza i w efekcie może dojść do przewrotu komutacyjnego w fa-lowniku łącza importującego moc z sys-temu norweskiego.

Tylko dzięki niskiemu obciążeniu łącza pomiędzy Norwegią a Danią i specjalnym układom przeciwdziałającym przewrotom komutacyjnym nie doszło do przeniesienia przewrotu na to łącze, pomimo wystąpie-nia go na łączu ze Szwecją. Model, który wykorzystano przy próbie odwzorowania opisywanego zjawiska był dokładnym mo-delem trójfazowym symulowanym w pro-gramie klasy EMTP. Jest to niezbędne wymaganie do szczegółowej analizy prze-wrotów komutacyjnych, gdyż są to zjawi-ska niesymetryczne i najczęściej powstają w wyniku zwarć jednofazowych. Symula-cja dowiodła, że rzeczywiście łącze po-między Norwegią a Danią doświadczyłoby przewrotów komutacyjnych (w symula-cji one wystąpiły), gdyż specjalne ukła-dy predykcyjne nie były wprowadzone w modelu. Dzięki porównaniu wyników symulacji z zarejestrowanymi przebiegami operatorzy łącz w Danii dodatkowo prze-konali się, że nie dysponują wystarczająco dokładnymi modelami, które pozwalałyby wiernie i kompleksowo odzwierciedlić rze-czywiste pomiary.

Dwa ostatnie referaty tej sekcji doty-czyły zagadnień niezawodnościowych. W [8] zebrano wnioski z doświadczeń z eksploatacji dziesięciu układów HVDC w Chinach. W latach 2003 – 2010 śred-nia liczba wymuszonych odstawień obu biegunów łącza (skutkująca całkowitą niemożnością przesyłania mocy) spadła

z 1,5 do 0 wyłączeń/łącze/rok, natomiast średnia liczba wymuszonych odstawień pojedynczych biegunów spadła z 3,5 do 0,88 wyłączeń/biegun/rok. Dostępność układów w tych latach wahała się po-między 87% a 96%, czyli była relatyw-nie niska, przy czym wartość 87% była spowodowana katastrofalnymi opadami śniegu w 2008 roku. Tak wyraźne obniże-nie liczby wymuszonych odstawień było wynikiem wprowadzenia przez właści-ciela chińskiego systemu przesyłowego regulacji w zakresie standardów nieza-wodnościowych dla połączeń HVDC. Dla przykładu, wiele odstawień było powodo-wanych błędnym zadziałaniem układów zabezpieczeniowych, które oparte były na logice 1 z 2 – do odstawienia bieguna wy-starczyło, aby pojedyncze zabezpieczenie zostało aktywowane. Ponieważ wielokrot-nie zabezpieczenia działały błędnie (lub po prostu same ulegały awarii), wprowa-dzono logikę, 2 z 3, która potrzebowała aktywacji dwóch zabezpieczeń do odsta-wienia łącza, ale awaria jednego zestawu zabezpieczeń nie powodowała odstawie-nia i wciąż dawała szanse wyłączenia łą-cza w przypadku prawdziwego zagrożenia. Obecnie w Chinach działa 14 połączeń wy-korzystujących prąd stały o łącznej mocy przekraczającej 40 GW i łącznej długości ponad 12,5 tys. km, a w samym dziale eks-ploatacji połączeń HVDC zatrudnionych jest dziewięciuset inżynierów.

Rys. 1. Połączenia HVDC pomiędzy skan-

dynawskim a europejskim (konynentalnym)

systemem elektroenergetycznym



W cyklu dwuletnim grupa doradcza Komitetu B4 AG B4.04 wydaje raport poświęcony niezawodności wszystkich połączeń HVDC na świecie. Z każdym cyklem grupa staje przed coraz bardziej pracochłonnym zadaniem, gdyż liczba połączeń dynamicznie rośnie. Referat [12] stanowi podsumowanie raportu za lata 2009 – 2010, w których pozyskano dane z 35 działających instalacji (przyrost o 5 w stosunku do poprzedniego wydania, brak danych z Chin). Wśród wielu intere-sujących statystyk podano m.in. średnią z wymuszonej niedostarczonej energii, która wyniosła 3,1%, z czego 79% wynika z awarii transformatorów przekształtniko-wych. Przedstawione dane dotyczą wy-łącznie łącz typu LCC.

Rozwój technologii HVDC i FACTS

Drugi temat preferowany rozpoczynał referat [13], w którym przedstawiono status rozwoju technologii UHVDC, tj. układów prądu stałego bardzo wysokiego napięcia. W 2010 roku uruchomiono w Chinach łą-cze Xiangjiaba-Shanghai o (wciąż rekor-dowym) napięciu ±800 kV, które dowiodło, że praca z tak wysokim napięciem jest możliwa i opłacalna. W 2012 roku mówi się już o napięciu ±1100 kV, które ma być odpowiedzią na rosnące potrzeby przesyłu energii w Chinach.

Plany rozwoju chińskiego systemu elektroenergetycznego zakładają bowiem wykorzystanie zasobów energetycznych Tybetu i regionu autonomicznego Sin-kiang oddalonych o ponad 2500 km od centrów odbioru energii. Wykorzystanie technologii ±800 kV do przesyłu energii na takim dystansie jest ekonomicznie nie-optymalne (straty na poziomie 10%). Moc znamionowa łącza na napięciu ±1100 kV ma wynieść 10 450 MW. Podobnie jak w przypadku napięcia ±800 kV, techno-logia dla napięcia ±1100 kV boryka się z analogicznymi problemami – koordyna-cja izolacji, wartości przepięć, gabaryty urządzeń. Przykładowo, rozmiary trans-formatorów przekładnikowych są tak duże, że nie będzie możliwe przetranspor-

towanie ich na miejsce instalacji w jakikol-wiek sposób. Dlatego zdecydowano się na składanie transformatorów w miejscu docelowym, a jako halę montażową bę-dzie tymczasowo wykorzystywana hala tyrystorowa. Samo napięcie DC będzie re-alizowane przez typowy układ 12-pulsowy – 2 przekształtniki 6-pulsowe, każdy na napięcie 550 kV, połączone szeregowo po stronie DC. Co ciekawe, autorami referatu są wyłącznie Chińczycy, gdy jeszcze dwa lata temu o rekordowo wysokim napięciu mówili Szwedzi.

Rozwiązanie bardzo praktyczne-go i aktualnego problemu, dotyczącego sprawnego symulowania komputerowego układów VSC HVDC opartych na prze-kształtnikach MMC (Modular Multilevel Converter), przedstawiono w referacie [14]. Przekształtniki MMC ze względu na modułową budowę i niewielką czę-stotliwość przełączania stanowią bardzo atrakcyjny sposób realizacji układu VSC, jednak ich dokładne symulowanie w dzie-dzinie czasu nastręcza wielu problemów wydajnościowych. Istota problemu polega na wyborze kluczy do załączenia spośród wszystkich kluczy gałęzi mostka tak, aby realizować zadane napięcie na wyjściu mostka (tzw. capacitor voltage balancing algorithm). Jest to o tyle istotne, że zbyt częste załączanie części kluczy powodu-je zwiększanie się strat przełączeniowych (cieplnych) oraz zużywanie się klucza. Au-torzy prezentują metodę bazującą jedynie

na odczytaniu aktualnego stanu kluczy (i kondensatorów w gałęzi) oraz znajo-mości stanu z chwili t-Δt. Umożliwia ona ponad 3-krotne skrócenie czasu symulacji w porównaniu z mniej efektywnymi, ale również stosunkowo nowymi metodami wyboru kluczy, przy zachowaniu porówny-walnej dokładności symulacji.

Tematykę konwerterów MMC podjęto również w referacie [17], w którym zapre-zentowano demonstracyjny projekt połą-czenia back-to-back VSC MMC o mocy 24 MW w laboratoriach firmy Alstom. Pro-jekt ma służyć poszukiwaniu i testowaniu nowych rozwiązań technicznych w zakre-sie przekształtników VSC. Obie strony tego połączenia back-to-back są przy-łączone do tego samego punktu w sieci na napięciu 11 kV, zatem moc pobierana przez prostownik jest oddawana w tym sa-mym miejscu przez falownik (pomniejszo-na o niemałe straty – 0,5 MW). Obecnie konfiguracja układu odpowiada standar-dowej strukturze MMC, na której testowa-ne są różne algorytmy sterowania. Zmianę struktury i parametrów układów sterowa-nia można łatwo realizować za pośrednic-twem środowiska Matlab. W przyszłości planuje się testowanie przekształtnika o roboczej nazwie „Alternate Arm Conver-ter” (rys. 2a) oraz przekształtnika hybrydo-wego (rys. 2b).

W urządzeniach o mniejszych mocach znamionowych (< 1 MVA) przekształtniki MMC nie znajdują zastosowania, gdyż

Rys. 2. a) Przekształtnik “Alternate Arm Converter” z dodatkowym wyłącznikiem

energoelektronicznym w każdym ramieniu; b) przekształtnik hybrydowy

a) b)+ ½ Vdc + ½ Vdc

- ½ Vdc - ½ Vdc

S1

S2

S3 S5

S4 S6

44. SESJA


przy niewielkiej liczbie modułów pojawia się problem z nadmierną ilością harmo-nicznych. Podniesienie częstotliwości przełączania zmniejszyłaby ich wielkość kosztem pogorszenia się sprawności urządzenia. Dlatego autorzy w [15] pro-ponują wykorzystać inną strukturę prze-kształtnika do realizacji urządzenia typu D-STATCOM dla sieci dystrybucyjnej lub rozdzielczej w Japonii. Z porównania struktur możliwych do zastosowania wy-nika, że najlepszy będzie dwupoziomowy, kaskadowy przekształtnik z modulacją PWM. Jego niewielkie gabaryty i masa, jak również beztransformatorowe przyłą-czenie do sieci dają możliwość zainstalo-wania urządzenia bezpośrednio na słupie linii elektroenergetycznej. Prezentowany prototyp charakteryzuje się stratami na poziomie 0,95% przy mocy znamionowej 33,5 kVA i napięciu 6,6 kV. Docelowo pla-nowane jest rozpoczęcie produkcji jedno-stek o mocy 100 kVA.

Referat [16] otwierał często podejmo-waną na 44. Sesji CIGRE tematykę sieci DC i dotyczył urządzenia, bez którego stworzenie sieci DC będzie prawdopo-dobnie niemożliwe – przekształtnika DC/DC. Można się bowiem spodziewać, że powstawanie sieci DC będzie wieloletnim procesem, w początkowej fazie którego będą powstawały pojedyncze, osobne łącza typu punkt-punkt (np. farma wia-trowa offshore – ląd), a dopiero później będą one łączone w sieć w celu pełniej-szego ich wykorzystania. Poszczególne łącza w sieci będą różniły się pomiędzy sobą m.in. technologią, dostawcą kom-ponentów, napięciem i mocą znamiono-wą, a przekształtniki DC będą stanowiły spoiwo pozwalające połączyć wszystkie niepasujące do siebie bezpośrednio ele-menty takiej sieci.

W zależności od rodzaju połącze-nia proponowane są różne konfiguracje przekształtników DC/DC. Dla połączeń o dużej mocy przesyłanej, ale niewielkiej różnicy napięć DC, proponuje się wyko-rzystanie przekształtnika z rysunku 2a, w którym w obwodzie pośredniczącym prądu przemiennego można zastoso-wać wyższą częstotliwość, np. 500 Hz i inny niż sinusoidalny kształt napięcia,

np. kwadrat lub trapez. Takie zabiegi pozwolą zmniejszyć gabaryty urządzeń oraz straty. Dla połączeń o mniejszych mocach, ale bardziej zróżnicowanych na-pięciach, proponuje się zastosować prze-kształtnik DC/DC o jednofazowym obwo-dzie AC. Z kolei dla przyłączania układów LCC do sieci DC można wykorzystać zmodyfikowaną wersję przekształtnika z rysunku 2a, w którym wszystkie mo-duły gałęzi będą zbudowane z mostków dwupołówkowych, dających możliwość odbioru energii z łącza LCC niezależnie od jego polaryzacji. W przypadku farm wiatrowych offshore, konwersja napięcia na drodze od siłowni wiatrowej do odbio-ru przebiega przez pięć stopni: AC/DC/AC/DC/AC. Przekształtniki DC/DC mogą posłużyć do wyeliminowania środkowego stopnia AC (system kablowy offshore), co pozwoli obniżyć koszty i zmniejszyć roz-miary platformy na morzu.

Zastosowanie technologii HVDC oraz FACTS

Sterowalność sieci DC jest tematem referatu [18]. Wartość prądu, która popły-nie przez linię DC jest zależna od różnicy napięć na jej końcach oraz od jej rezy-stancji. Dlatego w sieci DC składającej się wyłącznie ze stacji przekształtniko-wych (AC/DC lub DC/DC) i linii pomiędzy nimi nie będzie możliwe kontrolowanie wartości przepływu w każdej z gałęzi. Potrzebne będzie dodatkowe urządze-nie, które na wzór swojego odpowiednika w systemie AC (FACTS) będzie wstrzyki-wało do gałęzi, na której będzie zainsta-lowane, napięcie o zmiennym, niezależ-nym od kierunku prądu, znaku i wartości. Ponieważ rezystancja linii DC jest bardzo niska, zmienność przepływu powodowa-na zmianami napięcia jest bardzo duża, zatem wystarczy, aby regulator przepły-wu zmieniał napięcie w zakresie 5% na-pięcia znamionowego połączenia, na któ-rym się znajduje. Urządzenie instalowane szeregowo musi być odporne na prądy zwarciowe, zatem zdecydowano się na wykorzystanie dwóch mostków tyrystoro-wych w układzie antyrównoległym, w któ-

rym zawsze będzie pracował wyłącznie jeden mostek w zależności od kierunku przepływu prądu.

Regulacja w sieci DC jest również te-matem referatu [24], w którym omówiono sposób przeprowadzania analiz symula-cyjnych regulacji napięcia (i mocy) oraz działania zabezpieczeń w sieci DC. Na-pięcie w węźle sieci DC zależy od stop-nia niezbilansowania mocy pobieranej i oddawanej przez przekształtnik AC/DC, tak jak częstotliwość w sieci AC zależy od różnicy mocy elektrycznej i mechanicznej jednostki wytwórczej. Podobnie jak w sieci AC, w sieci DC założono, że regulatory na-pięcia oddziałujące na wejście regulatora mocy czynnej przekształtnika będą regu-latorem proporcjonalnym charakteryzują-cym się określonym statyzmem. Ta me-toda jest obecnie uważana za najbardziej obiecującą, gdyż pozwala wszystkim (lub wybranym, ale nie tylko jednemu) węzłom wspólnie uczestniczyć w regulacji napięcia w sieci. Zabezpieczenia w sieci DC muszą być zdecydowanie szybsze niż w sieci AC. W czasie mniejszym niż 10 ms zabezpie-czenia muszą wykryć i usunąć zwarcie po-przez zadziałanie odpowiednich wyłączni-ków DC, w przeciwnym wypadku najbar-dziej narażone na uszkodzenia elementy przekształtników – diody antyrównoległe – zostaną zniszczone. Konieczne są nowe typy wyłączników (w fazie projektowej są wyłączniki energoelektroniczne oraz hy-brydowe), gdyż wyłączniki mechaniczne na prąd stały są zbyt wolne. Symulacje pokazują, że dla zwarcia w kablu DC w od-ległości 70 km od przekształtnika, zabez-pieczenia będą miały dokładnie 7,67 ms zanim prąd osiągnie wartość niedopusz-czalną dla diod.

Szersze spojrzenie na sieci DC zosta-ło przedstawione w referacie [23]. Zawiera on podsumowanie tego, co zostało do-tychczas wykonane w ramach działalności międzynarodowej grupy badawczej pod niemieckim przewodnictwem, której celem jest opis podstawowych zasad działania sieci DC, opracowanie specyfikacji funk-cjonalnej dla głównych elementów sieci DC oraz opracowanie propozycji dla Europej-skiego Komitetu Normalizacyjnego Elektro-techniki (CENELEC).



Całościowe potraktowanie tematu przez grupę pozwoliło uzyskać ciekawe wyniki. Przykładowo grupa proponuje, aby pojęcia praca prostownikowa i praca falownikowa używane w kontekście połą-czeń HVDC pomiędzy dwoma punktami, dla sieci DC zastąpić terminami praca w trybie regulacji napięcia (gdy prze-kształtnik wyposażony jest w regulator napięcia, np. taki jak opisano powyżej) oraz praca z regulacją mocy (dla pozo-stałych stacji). Rzeczywiście z punktu wi-dzenia sieci AC, do której sieć DC będzie przyłączona, nowy opis może być bar-dziej trafny, gdyż w węzłach, w których będzie prowadzona regulacja napięcia po stronie DC, przepływ mocy może być zarówno do jak i z sieci DC, w zależności od warunków napięciowych w sieci (stąd czasem prostownik, czasem falownik). Grupa odniosła się również do pomysłu magazynowania energii w sieci DC, co pozwoliłoby uprościć pracę regulatorom napięcia w tej sieci, ale wymaga miej-sca i podnosi koszty. Oprócz tego gru-pa szczegółowo analizuje zagadnienia dotyczące sterowania rozpływem mocy w sieci, detekcją i usuwaniem zwarć, uru-chamianiem i zatrzymywaniem poszcze-gólnych części sieci, interfejsem z syste-mem AC i innymi.

W referacie [20] przedstawiono pod-stawowe założenia i problemy projektu utworzenia zintegrowanej sieci AC-DC, umożliwiającej połączenie południowej części Europy z rejonem Maghrebu (pół-nocno-zachodnia Afryka). Celem projektu jest zwiększenie pewności i bezpieczeń-stwa zasilania odbiorców w energię elek-tryczną oraz zintegrowanie rynków energii elektrycznej poprzez wykorzystanie po-tencjału energetycznego krajów Maghre-bu. Szacuje się, że Algieria, jako najwięk-szy kraj tego obszaru, będzie dysponowa-ła 12 000 MW w źródłach odnawialnych w 2030 roku, z tego 7200 MW w elek-trowniach słonecznych wykorzystujących piece słoneczne, 2800 MW w ogniwach fotowoltaicznych i 2000 MW w elektrow-niach wiatrowych. Warunki nasłonecznia w obszarze Sahary są bardzo dobre – 2650 kWh/m2/rok, dla porównania w Pol-sce jest to około 1000 kWh/m2/rok przy

ponad dwukrotnie krótszym czasie świe-cenia słońca. Połączenie Europy z Afry-ką ma być możliwe dzięki trzem nowym połączeniom HVDC: Algieria – Włochy (1000 MW, 350 km), Algieria – Hiszpania (2000 MW, 240 km) oraz Tunezja – Włochy (1000 MW, 200 km). Główny problem, jaki nakreślono, związany jest ze stosunkowo słabą siecią, zarówno w obszarze Magh-rebu, jak i na włoskich wyspach Sycylia i Sardynia. Daje on podstawy do rozwa-żenia wykorzystania technologii VSC do realizacji połączeń, jednak z powodu bra-ku uruchomionej instalacji o podobnych parametrach (moc, napięcie, długość po-łączenia – rys. 3), autorzy referatu traktują go sceptycznie.

Połączenie dużych systemów syn-chronicznych za pośrednictwem połą-czeń HVDC jest również tematem refe-ratu [19]. Referat ten zawiera wnioski z analiz przeprowadzonych w ramach jednego z zadań projektu ICOEUR (pro-jekt rosyjsko-europejski, poświęcony in-tegracji wielkich systemów elektroener-getycznych), którego celem jest analiza możliwości zastosowania przeciwawa-ryjnych systemów sterowania (Emergen-cy Control Systems) dla wariantu połą-czenia systemu ENTSO-E z systemem IPS/UPS za pośrednictwem układów

HVDC i linii AC. Podstawowym zada-niem realizowanym przez taki system w obliczu zakłóceń na interfejsie pomię-dzy systemami ma być niedopuszczanie do kolejnych kaskadowych wyłączeń linii oraz utrzymanie zaplanowanego prze-syłu transgranicznego. Prezentowany w referacie sposób modulacji mocy po-łączeń HVDC wykorzystujący logikę roz-mytą jest odpowiedni do realizacji tego zadania.

Referat [22] opisuje wybrane elemen-ty aktualnie realizowanych projektów przyłączania morskich farm wiatrowych do niemieckiego systemu przesyłowego za pośrednictwem łącz VSC w technolo-gii MMC. Oba projekty, BorWin2 o mocy 800 MW i HelWin1 o mocy 576 MW, będą wkrótce największymi działającymi insta-lacjami VSC MMC. Podmiotem odpowie-dzialnym za udostępnienie przyłączenia farmy wiatrowej do systemu przesyłowe-go jest wg niemieckiego prawa operator systemu przesyłowego (w tym wypad-ku holenderski TenneT), zatem jest on odpowiedzialny za morskie połączenie HVDC. Jednym z kluczowych elementów takiego połączenia jest tzw. DC chopper, a więc rezystor w obwodzie DC służą-cy wytracaniu nadmiaru energii pod-czas zwarć w systemie lądowym w celu

Rys. 3. Połączenia kablowe HVDC na świecie – podział ze względu na długość,

napięcie i rodzaj technologii

44. SESJA


uniknięcia wyłączenia farmy wiatrowej. Technologia MMC daje możliwość „roz-proszenia” rezystora i umieszczeniu jego części w poszczególnych modułach lą-dowej stacji przekształtnikowej, dzięki czemu może on być płynnie załączany. Transformatory przekształtnikowe w za-stosowaniu dla farm wiatrowych również są szczególne, bowiem ich znamiono-wa moc pozorna to zaledwie 70% mocy łącza, przy możliwości długotrwałego przeciążania do 100%. Z powodu utrud-nionej dostępności do platformy morskiej założono redundancję transformatorów. Inne szczegóły przedstawione w refe-racie dotyczą kabli, systemów pomoc-niczych, potrzeb własnych i symulacji omawianych układów.

Koncepcyjnie innowacyjny projekt TresAmigas Superstation został zapre-zentowany w referacie [25]. Projekt o su-marycznej mocy równej 5000 MW zakłada utworzenie na interfejsie trzech asynchro-nicznych systemów elektroenergetycz-nych stacji przekształtnikowej, w skład której będzie wchodzić 6 układów back--to-back dowolnie przełączalnych po-między trzema systemami. Stacja będzie zlokalizowana w stanie Nowy Meksyk w Stanach Zjednoczonych i ma umożliwić rozszerzenie możliwości handlu energią oraz przesyłu energii z nowych źródeł odnawialnych. Pierwsze trzy łącza będą wykonane w technologii VSC z powodu słabego systemu AC, kolejne trzy wyko-rzystają technologię LCC. Zapewnienie elastyczności zmiany konfiguracji stacji zostało przeniesione na rozdzielnię AC wykorzystującą systemy GIS i GIL. Ak-tualnie projekt znajduje się w fazie pre-cyzowania zakresu badań analitycznych dla pełnego układu stacji, rozpoczyna się również budowa pierwszego połączenia back-to-back.

Ostatni z prezentowanych referatów [21] dotyczy zastosowania układu D--STATCOM do poprawienia warunków systemowych w punkcie przyłączenia farmy wiatrowej do sieci, co w efekcie umożliwia spełnienie przez farmę wiatro-wą wymagań instrukcji ruchu i eksploata-cji sieci. Demonstracyjna instalacja urzą-dzenia o mocy znamionowej ±6 MVAr

została uruchomiona w ramach projektu ADINE, w którym zakłada się współpra-cę urządzeń typu D-FACTS, zabezpie-czeń, transformatorów z podobciążenio-wą zmianą zaczepów i generacji, w tym odnawialnej. Interakcja tych urządzeń odbywa się w ramach sieci ADN (Active Distribution Network). Zainstalowanie opisywanego urządzenia pozwoliło far-mie wiatrowej o mocy 11,5 MW spełnić wymagania zawarte w zapisach irlandz-kiej IRiESD, która w zakresie pracy farm wiatrowych przy zakłóceniach (Fault Ride Through) oraz kompensacji mocy biernej, jest bardzo zbliżona do polskiej instrukcji.


[1] Dhaliwal N.S., Mcnichol J.R., Valiquette

R.A.: Life extension of Nelson River HVDC

system.

[2] Zoroofi S. et al.: Commutation failure

propagation in multi-infeed HVDC sys-

tems.

[3] Jacobson D.A.N. et al.: Planning the

next Nelson River HVDC development

phase considering LCC vs. VSC techno-

logy.

[4] Ingemansson T.D. et al.: New Fenno-Skan

2 HVDC pole with an upgrade of the exi-

sting Fenno-Skan 1 pole.

[5] Fischer P., Ängquist L., Nee H.P.: A new

control scheme for an HVDC transmission

link with capacitor commutated converters

having the inverter operating with constant

alternating voltage.

[6] Magg T.G. et al.: Caprivi link HVDC inter-

connector: comparison between energized

system testing and real-time simulator te-

sting.

[7] Beshir M.J., Bjorklund H.: Upgrading the

intermountain HVDC project to handle 480

MW additional wind power.

[8] Ji X.: The reliability of HVDC projects of

SGCC and the operation experience.

[9] Labra Francos P., Sanz Verdugo S., Guy-

omarch S.: New French-Spanish VSC

link.

[10] Graham J.F. et al.: The Rio madeira

HVDC system – Design aspects of bipo-

le 1 and the connector to Acre-Rondo-

nia.

[11] Doyle G.N. et al.: The ±600 kV HVDC

Madeira River transmission system de-

sign.

[12] Bennet M.G., Dhaliwal N.S., Leirbukt A.:

A survey of the reliability of HVDC sys-

tems throughout the world during 2009

– 2010.

[13] Liu Z. et al.: R&D progress of ±1100 kV

UHVDC technology.

[14] Son G.T. et al.: Computationally efficient

sub-module selection scheme for volta-

ge balancing controller of modular mul-

tilevel converter.

[15] Takasaki M., Kuzumaki A., Irokawa

S.: Development of high efficiency D-

-STATCOM using SiC switching devi-

ces.

[16] Barker C.D. et al.: Requirements of DC-

-DC converters to facilitate large DC

grids.

[17] Davidson C.C. et al.: A 25 MW multilevel

voltage source converter demonstrator

to evaluate different converter topolo-

gies.

[18] Veilleux E., Ooi B.T.: Multi-terminal HVDC

grid with power flow controllability.

[19] Arestova A. et al.: Application of HVDC

to the emergency control of the hybrid

DC/AC ENTSO-E – IPS/UPS network in-

terface.

[20] Colla L. et al.: An integrated AC-DC mul-

titerminal grid in the western Mediterra-

nean Basin – development, planning and

design challenges.

[21] Aho J. et al.: Grid code compliance sup-

port for connecting renewable energy

into transmission line using D-STATCOM

system.

[22] Hussennether V. et al.: Projects Bor-

Win2 and HelWin1 – Large scale mul-

tilevel voltage-sourced converter tech-

nology for bundling of offshore wind

power.

[23] Schettler F. et al.: Technical guidelines

for first HVDC grids – A European study

group based on an initiative of the Ger-

man commission for electrical, electronic

& information technologies.

[24] Descloux J. et al.: HVDC meshed grid:

control and protection of a multi-terminal

HVDC system.

[25] Kirby N.M. et al.: Tres amigas: a flexible

gateway for renewable energy exchange

between the three asynchronous AC ne-

tworks in the USA.

CIGRE



Obrady sesji plenarnej Komitetu Stu-diów B5 na 44. Sesji CIGRE prowadzono z podziałem na dwa preferowane tematy główne. 1. Wpływ elementów sieci elektroenerge-

tycznych przewidywanych w przyszło-ści na problemy koordynacji zabezpie-czeń i układów automatyki.

2. Wykorzystanie i zastosowanie zdalnego dostępu do układów zabezpieczeń i au-tomatyki.W pewnych obszarach tematy te prze-

nikały się wzajemnie, co jest widoczne w załączonym spisie referatów, zakwalifi-kowanych do poszczególnych grup – 19 do pierwszej i 11 do drugiej.

Zabezpieczenia i układy automatyki

w sieciach przyszłości

Aczkolwiek przedmiotem obrad Komi-tetu Studiów B5 nie jest dokładna specyfi-kacja kształtu sieci elektroenergetycznych przewidywanego w przyszłości, to jednak pewne elementy spodziewane w takich sieciach wydają się być pewne, tak więc ich wpływ na postać i cechy funkcjonalne układów EAZ znalazły swoje odbicie w pre-zentowanych referatach.

Układy WAP i WACS

Zastosowanie synchrofazorów i tech-niki PMUs (Phasor Measurment Units) w systemie elektroenergetycznym obejmu-je już nie tylko szeroko omawianą ocenę stabilności – [B5-119], ale także tworze-

nie obszarowych (Wide Area) systemów zabezpieczeń (WAP) oraz systemów ste-rowania (WACS) – referaty [B5-101], [B5-104], [B5-111].

Tradycyjnie postrzegane wady zabez-pieczeń różnicowych (wrażliwość na na-sycenie przekładników prądowych, błędy w komunikacji pomiędzy krańcami zabez-pieczanej linii, brak działania rezerwowego dla zakłócenia poza strefa zabezpieczaną) mogą zostać skutecznie wyeliminowane poprzez utworzenie powiązanego poprzez system GPS układu takich zabezpieczeń. Układ taki obejmuje w sposób jednolity rozległy fragment SEE [B5-101]. Na przy-kładzie rozwoju systemu zabezpieczeń WAP w rozległej sieci przesyłowej Argen-

tyny można określić kierunki ewolucji ukła-dów zabezpieczeń obszarowych w układy zdefiniowane jako WAP&CS (Wide Area Protection & Control System), w których funkcje zabezpieczeniowe są rozszerzane o szereg funkcji z zakresu sterowania, za-równo w stanach normalnych jak i awaryj-nych [B5-104].

Zabezpieczenia a energetyka rozproszona

Bez wątpienia fakt rozwoju energety-ki rozproszonej wpływa na nowe zadania i uwarunkowania pracy układów EAZ. Pre-zentowane na sesji referaty wskazują, że

Piotr KacejkoPolitechnika Lubelska

Automatyka i zabezpieczenia – Komitet Studiów B5

Protection and Automation – Study Committee B5

Rys. 1. Schemat testowego obszaru sieci 400 i 220 kV (fragment SEE Rumunii),

w którym rozpatrywano obszarowy system zabezpieczeń oparty

na zabezpieczeniach różnicowych – [B5-101]

Telecommunication System

Central Equipments for Wide AreaTE: Terminal EquipmentX: Circuit Breaker

Time Transfer System(e.g. GPS)

TETE

TETE

TE TE TE TE TE TE TE TE

TE TE TE TE

TE

TE

TE TE TE TE

TE TE TE TE

TE TE TE TE TE TE

Time signal

Gut400 kV

Gut220 kV

AT

AT

SV110 kV

SV400 kV

RN400 kVBeS

400 kV

SV220 kV

FAI220 kV

Bar220 kV

FeV220 kV

T

GheStejDum

Mun

44. SESJA


operatorzy sieci zdają sobie z tego sprawę [B5-103, B5-107, B5-116] i przewidują de-centralizację i automatyzację systemów re-gulacji napięcia, wprowadzenie zarządza-nia przeciążeniami linii i sankcjonowanie pracy wyspowej.

Co ciekawe, znaczący wzrost genera-cji rozproszonej przewidywany jest w bli-skiej perspektywie (2015 r.) w krajach, które do tej pory nie były w tym zakresie liderami – rysunek 2. Rozwojowi temu to-warzyszy już dziś tworzenie niezbędnych systemów wspomagających prace sieci nasyconej generacją rozproszoną – mię-dzy innymi zarządzanie przeciążeniami (Congestion Management and Mitigation) [B5-103].

Rozwój generacji rozproszonej na po-ziomie sieci średniego i niskiego napięcia rodzi koncepcje, które jeszcze kilka lat temu uznane byłyby za herezję – praca w układzie zamkniętym, podział na sekcje wyłącznikowe zabezpieczane układami różnicowymi – rysunek 3.

Pomimo doskonalenia rozpoznanych metod detekcji pracy wyspowej (przekaźni-ki wrażliwe na df/dt) poszukiwane są inne, lepsze rozwiązania, miedzy innymi wyko-rzystanie ekstrapolacji liniowej częstotli-wości mierzonej lokalnie (na podstawie danych historycznych) [B5-116].

Klasyczne problemy wciąż aktualne

Z pewnym sentymentem w prezen-towanych referatach odnajduje się pro-blemy określane jako „klasyka” wiedzy o zabezpieczeniach: kompensacja ziem-nozwarciowa zabezpieczeń odległościo-wych oraz eliminacja błędnych pomiarów dokonywanych przez te zabezpiecze-nia w liniach z kompensacją szeregową [B5-105] oraz [B6-105]. Okazuje się, że w przypadku systemów elektroenerge-tycznych o innej specyfice niż europejski (Egipt, RPA) mają one wciąż istotne zna-

czenie, a nowe rozwiązania w zakresie rozwiązania tych problemów są przed-miotem badań i wdrożeń.

Standard IEC 61850

– nieuchronna konieczność, pytania i problemy

Niewątpliwie w statystyce referatów prezentowanych na sesji Komitetu B5 pro-blematyka związana z rożnymi aspektami stosowania standardu IEC 61850 wystę-powała najczęściej – zarówno w pierwszej jak i drugiej grupie tematycznej – [B5-104], [B5-109], [B5-110], [B5-114], [B5-118], [B5-201], [B5-202], [B5-203], [B5-204], -B5-205], [B5-207], [B5-209], [B5-2011].

Współczesne systemy nadzoru oraz urządzenia EAZ mają możliwość komuni-kowania się między sobą wykorzystując różne łącza transmisyjne oraz protokoły ko-munikacji. Pozwalają one również na kon-wertowanie danych pomiędzy systemami stosującymi odmienne standardy. Wydaje się jednak, na podstawie lektury tak dużej liczby referatów sesji B5, że rozwiązaniem docelowym będzie zastosowanie standar-du IEC 61850, który pozwala na opisanie działania i współpracy urządzeń pracu-jących zarówno w sieciach najwyższych napięć, w sieciach rozdzielczych średniego napięcia, jak również w sieciach niskiego napięcia. Standard ten pojawia się w syste-mach elektroenergetycznych w obiektach najwyższych napięć, ale należy przypusz-czać, że wraz ze spadkiem cen urządzeń oraz coraz większą ich liczbą oferowaną przez różnych producentów stopniowo będzie wkraczał również do sieci niższych

Rys. 2. Ilustracja stanu obecnego i niedalekich perspektyw rozwoju generacji rozproszonej

we Włoszech - energetyka wiatrowa i słoneczna – [B5-103]

Rys. 3. Koncepcja pracy sieci średniego napięcia

nasyconej jednostkami generacji rozproszonej

jako sieci zamkniętej – [B5-107]

Rys. 4. Ilustracja estymacji częstotliwości za pomocą ekstrapolacji liniowej

opartej na danych historycznych realizowane w zabezpieczeniu

od pracy wyspowej – [B5-116]

f [n]

fn-Dfn-D-Wfn

fnest

TW TD n



napięć. Główną ideą standardu jest stwo-rzenie spójnego systemu automatyki stacji (SAS - Substation Automation Systems) opartego na urządzeniach inteligentnych komunikujących się pomiędzy sobą.

Rysunek 5 przedstawia „mapę drogo-wą” określoną przez hiszpańską firmę Red Elecrica w zakresie wdrażania standardu IEC 61850 w systemie elektroenergetycz-nym tego kraju.

Zdalny dostęp do układów zabezpieczeń

Problematyce zdalnego dostępu po-świecone były referaty drugiej grupy tema-tycznej, wspomniane wcześniej w ramach problematyki IEC 61850. Najbardziej przy-stępny i oparty na całościowym historycz-nym spojrzeniu na zagadnienia postępu w zdalnym dostępie do urządzeń EAZ jest referat [B5-210], opisujący praktykę japoń-ską – w tym przypadku niewiele różniącą się od tendencji europejskich. W świetle dzisiejszych możliwości systemów teleko-munikacyjnych zdalny dostęp do układów automatyki i sterowania (zarówno przez

personel sieciowy jak też upoważnionych producentów urządzeń) wydaje się oczywi-sty i konieczny. Kluczowe jednak stają się problemy bezpieczeństwa i niezawodno-ści, które poprzez względnie łatwy dostęp do urządzenia o decydującym znaczeniu dla poprawnej pracy systemu nie mogą zostać „poświęcone” dla eksploatacyjne-go komfortu obsługi – taki wniosek ogólny wynika z analizy referatów tej grupy tema-tycznej.

Przykład systemu podwójnego zdalne-go dostępu do urządzeń EAZ oraz apara-tury stacyjnej (operacyjnego i eksploatacyj-nego) zaczerpnięty z [B5-210] pokazano na rysunku 6.

Inne problemy, technologie alternatywne

Spośród innych problemów poruszanych w referatach Komitetu B5 na uwagę zasłu-guje także problematyka sieci prądu stałego poruszana w aspekcie rozwoju konwerte-rów nowego typu (VCS-HVDC), na podsta-wie których możliwe jest tworzenie sieci DC o wielu węzłach krańcowych (MTDC) oraz o znacznie lepszych i pełniejszych możli-wościach sterowania niż układy tradycyjne (CSC) [B5-108]. Jako ciekawy przykład no-wych technologii w EAZ i integracji funkcji zabezpieczeń, sterowania i pomiarów należy przytoczyć referat [B5-112] przedstawiający doświadczenia z zakresu zastosowania ce-wek Rogowskiego jako sensora prądowego [B5-112]. Referat [B5-119] uświadamia za-grożenia związane z kołysaniami mocy obej-mującymi obszar całej Europy (kraje systemu ENSTO-E) oraz podaje możliwości ich moni-torowania i efektywnego tłumienia (FACTS, HVDC plus układy PMU).

Rys. 5. Hiszpańska mapa drogowa dla wdrażania IEC 61850 – [B5-109]

Rys. 6. System zdalnego dostępu do układów EAZ

i urządzeń pierwotnych stacji – [B5-210]

Rys. 7. Mapa ilustrująca podstawowe mody oscylacji

w wnętrznych w systemie ENSTO-E – [B5-119]

Operations center Maintenance center

Substation

RTU

RTU

Hub

Hub Hub

Router

RouterRouter

trip information etc.

alarm information etc.

Electric powercommunication

network

Relay Relay Circuit breaker Transformer

Station-bus A

Station-bus B

Remote-accessnetwork

44. SESJA



[1] B5-101. Miron A., Nedelcu I., Comanescu

D.: The using differential protection based

area protection to prevent large contingen-

cies in the power grids.

[2] B5-102. Jager J., Krebs R., Balasiu F., La-

zar F.: Automated protection coordination

and verification – an impact task for con-

tinuing the service reliability in future ne-

tworks.

[3] B5-103. Perini M, Sabelli C., Miotti A.,

Zanellini F., Koeppe S.: A new substation

level dispatching approach to increase the

network control and performances in pre-

sence of dispersed generatio.

[4] B5-104. Gonzalez F., Estevez P.G., Dufor

E., Nizovoy E.: Foundation for design of

future WAPS and WACS in Argentina.

[5] B5-105. El-Hadidy M., Farouk H., Soudy

B.: Zere sequence compensation effect on

distance protection ground reach (practical

study).

[6] B5-106. Mquhayi N., Perera A., Bartylak

A.: Over – current supervised zone 1 on

Escom series compensated transmission

lines.

[7] B5-107. Nair N.K.C., Enabling future

meshed operation for distribution ne-

tworks.

[8] B5-108. Zhao C., Hu J., Yang L., Yang

X: Control and protection strategies for

multi-terminal HVDC transmission sys-

tems based on voltage source conver-

tors.

[9] B5-109. Rodrigues del Castillo C., Po-

zuelo J.F., Goraj M., Pereda R., Ameze-

aga A.: Redundancy challenges on IEC

61850 systems and migration paths for

IEC 61850 substation communication

networks.

[10] B5-110. Cardenas J., Lopez De Vina-

spre A., Argadona R., De Arriba C., Fa-

rooqui H.: The next generation of smart

substations. Challenges and possibili-

ties.

[11] B5-111. Udren E., Rahmatian F., Hu Y.,

Madani V., Novosel D.: In field synchropha-

sor system calibration, testing and applica-

tion validation using high – voltage optical

sensors.

[12] B5-112. Kojovic L.A.: Integration of protec-

tion, control and metering functions.

[13] B5-113. Chano S.R., Miller D., Kasztenny B.:

Application considerations for protection

and control functions available in multiple

intelligent electronic devices

[14] B5-114. Ordacgi at all (14 co-authors):

Data and information structure to cope

with sharing and allocation of PAC func-

tions.

[15] B5-115. Ito H., Maeda T., Nagahama K.:

Substation automatic restoration systems

for future advanced networks.

[16] B5-116. An G., Millar G., Lloyd J.: Smart

algorithms to accommodate distributed

generation in the grid.

[17] B5-117. Abdulhadi I., Coffele F., Dyśko A.,

Lloyd J, Kirby B.: Performance verification

and scheme validation of adaptive protec-

tion schemes.

[18] B5-118. Crolssley P.A., Yang L., Li H.Y.,

Anombem U., Wen A., Chatfield R., Wri-

ght J., Redfern M., Sun X.: Performance

assessment of an IEC 61850-9-2 based

protection scheme for the mesh corner of

a 400 kV transmission substation.

[19] B5-119. Larsson M., Korba P., Sattinger

W., Owen P.: Monitoring and Control of

power system oscillations using FACTS/

HVDC and wide–area phasor measure-

ment.

[20] B5-201 El-Haddidy M., Helmi D.: Real re-

corded cases supporting stand alone di-

sturbance recording systems.

[21] B5-202. Schuster N., Herrmann H-J, Suhr

A.: Advantages of solutions for remote ac-

cess in protection and control applications

via communication networks.

[22] B5-203. Carre O., Englert H., Ostermeier

A., Lange J., Lhuillier P.: Substation to

control centre communication based on

IEC 61850: requirements, concepts and

practical experiences.

[23] B5-204 Anning W., Jie M., Yi T., Debin H.,

Qianru Z., Lei L: Research and practice for

relay protection information system’s tech-

nical architecture on the basis of IEC 61850.

[24] B5-205. Boisset J.M., Hossenlopp L.:

Remote access for substation automa-

tion systems: needs, technologies and

applications.

[25] B5-206. Kezunovic M., Clowe B., Farda-

nesh B., Waligórski J., Popovic T.: Automa-

ted data retrieval, analysis and operational

response using substation intelligent elec-

tronic devices.

[26] B5-207. Myrda P.T., Desai B., Lu Y., Ra-

sche G., Sternfeld S.: Development of

secure standards based approach to au-

tomated retrieval of power system field

data including subsequent analysis and

response.

[27] B5-208 Espinosa D., Melendez C., Man-

riquez M.: Present and future for remote

access solutions to IEDs.

[28] B5-209. Rodrigues M.A.M., Ramos M.A.F.

Ramos, Villela D.A.M., Farizele R., Silva Fo

J.E.: Digital fault recordings: practices and

prospective for automated data retrieval,

information management and analysis in

large Brazilian utility.

[29] B5-210. Kuroi K., Oshida H., Komatsu C.,

Kawasaki Y., Toi M., Nakatani H.: Applica-

tion and development for the remote ac-

cess to protection relays.

[30] B5-211. Brand K.P., Herzig M., Wimmer

W.: Remote access to substation: state,

possibilities, challenges.

CIGRE



Pomimo trwającego kryzysu i obser-wowanego w wielu regionach świata spo-wolnienia gospodarczego, problemy i wy-zwania związane z planowaniem systemu elektroenergetycznego oraz zarządzania majątkiem sieciowym są ciągle aktualne. Dodatkowo wydaje się, iż przeobrażenia systemów elektroenergetycznych spowo-dowane dynamicznym rozwojem odna-wialnych źródeł energii (OZE) wymuszają poszukiwanie nowych narzędzi planistycz-nych, modyfikacje istniejących kryteriów oceny oraz wytyczenie nowych kierunków rozwojowych. 1

Przedmiotowe zagadnienia i problemy zostały poruszone na forum 44. sesji gene-ralnej CIGRE, która odbyła się w sierpniu 2012 r. w Paryżu. W ramach Komitetu C1 przedstawione zostały 34 referaty, które

1) Artykuł przygotowano na podstawie streszczenia

prac Komitetu CIGRE - C1 (Rozwój i ekonomia

systemu elektroenergetycznego) obejmującego

okres 2010-2012 oraz referatów przedstawionych

na sesji generalnej CIGRE w Paryżu w 2012 roku.

podzielić można na trzy bloki tematyczne przedstawione w kolejnych rozdziałach ni-niejszego artykułu.

Planowanie rozwoju systemu elektroenergetycznego

Przewidywany duży wzrost mocy wy-twórczych zainstalowanych w OZE powo-duje pojawienie się w systemach elektro-energetycznych źródeł o zmiennej, często nieprzewidywalnej charakterystyce gene-racji. Zjawisko alokacji mocy wytwórczych oraz charakter pracy OZE z punktu widze-nia stabilności i niezawodności pracy syte-mu jest zjawiskiem mało korzystnym. Z dru-giej jednak strony zachodzi potrzeba moż-liwie najefektywniejszego wykorzystania energii odnawialnej, co wymusza kierunki rozwoju przyszłych struktur sieciowych. Dyskusja powyższej problematyki oraz zi-dentyfikowanych wyzwań dla problematyki planowania rozwoju na sesji CIGRE odby-ła się w ramach następujących kategorii ogólnych: nowe podejście planistyczne do

oceny niepewności generacji i zapotrzebo-wania, przyłączanie dużych morskich farm wiatrowych, planowanie połączeń między-systemowych, wykorzystanie możliwości źródeł odnawialnych do wspomagania pra-cy systemu oraz wpływ zmiennych warun-ków pogodowych na ocenę wystarczalno-ści rezerw mocy w systemie.

Nowe podejście planistyczne do oceny niepewności generacji

i zapotrzebowania

W dobie rozwoju systemów informa-tycznych istnieje wiele narzędzi i metod, których zastosowanie może być kluczowe dla planowania rozwoju sieci przesyłowych i sektora elektroenergetycznego. Jedno-cześnie w celu zapewnienia niezawodnych dostaw energii elektrycznej wzrastają cią-gle wymagania wobec systemów elektro-energetycznych, co z kolei powoduje, że potrzebne są coraz to bardziej wyspecjali-zowane narzędzia umożliwiające ocenę za-kresu bezpieczeństwa dostaw energii elek-trycznej, przewidywanie możliwych scena-

Wojciech Lubicki, Łukasz Ciś

EPC S.A.

Planowanie struktury systemu elektroenergetycznego i zarządzanie majątkiem sieciowym w obliczu

dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii1) – Komitet Studiów C1

Planning of a Power System Structure and Management of Network Property in the face

of Dynamic Development of Renewable Energy Sources – Study Committee C1

44. SESJA


riuszy generacji czy charakteru obciążenia sieci, analizy ekonomiczne, analizy ryzyka, realizację wielokryterialnych modeli decy-zyjnych, itd. Dostępne obecnie na rynku, nawet wysoce wyspecjalizowane, symula-tory i programy nie obejmują jak dotych-czas całości zagadnienia, a skupiają się na rozwiązaniu zagadnień cząstkowych.

I tak, w artykule [12] przedstawiciele Norwegii zaprezentowali wyniki prac nad wykorzystaniem nowej, zintegrowanej metodyki (SAMREL) do oceny niezawod-ności dostaw energii elektrycznej. Metoda ta łączy symulator rynku energii (EMPS), symulator systemu elektroenergetycznego (PSS™E) oraz metodę oceny niezawod-ności pracy sieci i kosztów przerw zasila-nia (OPAL). Obliczenia przeprowadzono na modelu sieci testowej, obejmującej 24 węzły podzielone na cztery obszary. Integracja metodyk pozwoliła na uzyska-nie bardziej precyzyjnych wyników aniżeli w każdym z symulatorów osobno. Zaletą prezentowanej metody w stosunku do me-tod tradycyjnych jest również rozszerze-nie zbioru stanów wejściowych w EMPS i ciągły okres analizy, w artykule przedsta-wiono bowiem wyniki dla 10 400 stanów pracy sieci obejmujących 4 serie w ciągu każdego tygodnia na przestrzeni 50 lat. Dla opisywanego podejścia ciągle dużym wyzwaniem są jednakże różnice pomiędzy rzeczywistym rynkiem energii a jego mo-delem, a także brak informacji o napięciu i części biernej prądu przy transformacji danych z modułu symulatora rynku energii (model stałoprądowy) do modułu symula-tora systemu elektroenergetycznego (mo-del zmiennoprądowy).

Podobne podejście zaprezentowano na przykładzie systemu holenderskiego [18], gdzie użyta metoda obliczeniowa łą-czy w sobie symulacje rynku oraz analizy bezpieczeństwa dostaw energii elektrycz-nej. Przyjęty do obliczeń model uwzględnia 17 krajów (model rynkowy) oraz 5 krajów (model obliczeń sieciowych). Wyniki uzy-skane za pomocą zaprezentowanej me-tody są zbieżne z planami holenderskiego operatora systemu przesyłowego (Ten-neT), opracowanymi na podstawie trady-cyjnych metod opartych na obliczeniach reprezentatywnych stanów pracy systemu.

Nowa metoda pozwala jednak na okre-ślenie dodatkowych informacji na temat ryzyka przeciążenia elementów systemu oraz umożliwia bardziej szczegółową iden-tyfikację tzw. wąskich gardeł w sieci, wraz z określeniem ich rankingu.

Autorzy artykułu z USA [1] wskazują na duży wzrost poziomu niepewności od-nośnie do przyszłego charakteru źródeł wytwórczych, co stanowi istotne wyzwanie dla procesu planowania rozwoju. Szacu-je się bowiem, że w samym tylko obsza-rze wschodnim amerykańskiego systemu przesyłowego (AEP-East) może zostać wy-cofanych od 15 000 do 64 000 MW mocy zainstalowanej w blokach konwencjonal-nych oraz uruchomionych od 6000 do 46 000 MW zainstalowanych w OZE, przy całkowitej mocy zainstalowanej w AEP–East wynoszącej ok. 318 000 MW. W celu oszacowania skutków systemowych zwią-zanych z powyższymi niepewnościami opracowano i przeanalizowano 6 scenariu-szy przyszłej generacji, biorąc pod uwagę różne poziomy wytwarzania OZE, wycofań bloków konwencjonalnych oraz zapotrze-bowania. Wynikiem analizy są spodziewa-ne kierunki przepływu mocy pomiędzy ob-szarami sieci, które zostaną wykorzystane dla określenia kierunków rozwoju sieci.

Istotny rozwój sektora energetyczne-go jest spodziewany w Indiach [19], gdzie w horyzoncie czasowym 2017 przewiduje się przyrost zapotrzebowania mocy o ok. 100%, a do roku 2027 – o ok. 400% w sto-sunku do stanu istniejącego. Tak duży przyrost zapotrzebowania mocy niesie ze sobą poważne wyzwania w zakresie plano-wania rozwoju sieci i jest obarczony wyso-kim poziomem niepewności. Niepewność inwestycyjna została dodatkowo zwięk-szona ustawą z 2003 roku, zapewniającą udział w sektorze energetycznym Prywat-nych Producentów Energii (IPP). Powyż-sze uwarunkowania przyczyniły się do rozwoju koncepcji planowania sieci prze-syłowych uwzględniającej podział ryzyka inwestycyjnego pomiędzy operatorów sieci przesyłowych a IPP. Inwestorzy prywatni partycypują w kosztach budowy korytarzy przesyłowych współdzieląc z operatorami spółek dystrybucyjnych opłatę przesyło-wą, która na mocy zawartych umów jest

rozliczana po uruchomieniu generacji. Po-dejście to pozwala na zmniejszenie ryzyka inwestycyjnego po stronie operatorów sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz po-zwala na dotrzymanie przyjętego harmo-nogramu powstawania nowych generacji w systemie.

Przyłączanie dużych morskich farm wiatrowych

Korea Południowa [8], ze względu na brak zasobów paliw kopalnych oraz konieczność redukcji emisji CO2, stawia na rozwój energetyki wiatrowej poprzez wieloelementowy program rozwoju OZE: subsydia, pożyczki, zniżki podatkowe, itd. W związku z powyższym obecnie wdra-żany jest, koordynowany przez rząd Korei Południowej, program przyłączenia mor-skiej farmy wiatrowej o mocy 2500 MW w Young - Gwang. W ramach wyboru optymalnego rozwiązania przyłączenia farm wiatrowych rozpatrzono trzy warianty oparte na połączeniach: stałoprądowych (LCC HVDC z naturalną komutacją siecio-wą oraz VSC HVDC z przekształtnikami o komutacji wymuszonej) i zmiennoprądo-wych HVAC. Przeprowadzona, przy użyciu metody zdyskontowanych przepływów pie-niężnych, analiza ekonomiczna wskazała wariant LCC HVDC jako optymalny.

W artykule [31] przedstawiciele Norwe-gii zaprezentowali podejście do planowa-nia rozwoju sieci przesyłowych w rejonie Morza Północnego, uwzględniające prze-widywaną skalę rozwoju morskich farm wiatrowych w tym regionie. Podejście to wykorzystuje dwie alternatywne metody: NetOp – metoda wykorzystująca kryte-ria techniczne oraz EMPS – metoda eko-nomiczna wykorzystująca model rynku energii elektrycznej. W wyniku porównania dwóch powyższych metod, pomimo różnic w modelach, uzyskano pewien wspólny zbiór rozwiązań. Doprowadziło to autorów do wniosku o celowości stworzenia meto-dy zintegrowanej, analogicznej jak opisano wcześniej w przypadku artykułu [12].

Od pewnego czasu w Danii [2] ob-serwuje się duże zmiany zachodzące w systemie elektroenergetycznym nastę-pujące w wyniku przyłączania generacji



rozproszonej. Następuje wzrost udziału OZE i spadek udziału elektrowni konwen-cjonalnych odpowiedzialnych za utrzyma-nie wymaganego poziomu rezerw mocy. Artykuł opisuje przypadek przyłączenia, zlokalizowanej na Bałtyku, farmy wiatrowej Kriegers Flak o mocy 600 MW, która jest największą elektrownią w analizowanym obszarze regulacji. Farmy takie przyłącza-ne są do systemu w stacjach najwyższych napięć za pomocą kabli HVDC, zaś kryte-rium techniczne przyłączenia obejmowało dotychczas co najmniej analizę stanów n-1. Ponieważ budowa nowych źródeł kon-wencjonalnych jest rozwiązaniem drogim, stawia się systemowi elektroenergetycz-nemu wymaganie zapewnienia możliwo-ści wykorzystania (przesyłu) istniejących rezerw mocy w maksymalnie możliwym stopniu. Dlatego też przy analizie miejsca optymalnego przyłączenia nowych farm wiatrowych wprowadza się kryterium (n-1)-1. Kryterium to jest odmienne od kryte-rium n-2, ponieważ zakłada się, że drugie wyłączenie następuje po pewnym czasie od pierwszego. Ten czas jest niezbędny do dokonania zmian rozdziału obciążenia oraz przełączeń niezbędnych dla eliminacji przeciążeń powstałych po pierwszym wy-łączeniu. Uwzględnienie nowego kryterium daje odmienne wyniki od uzyskiwanych wcześniej, w ocenie autorów zapewnia jednakże efektywniejsze wykorzystanie ist-niejących zdolności przesyłowych.

W referacie [22] przedstawiciele Szwecji zaprezentowali podejście do rozwoju mor-skich farm wiatrowych prowadzące do two-rzenia „generatorowych wysp synchronicz-nych” połączonych z systemem lądowym AC za pomocą powiązań kablowych stało-prądowych HVDC. Zalety takiego podejścia widoczne są głównie w stanach awaryjnych, polegających na wyłączeniu kabla prądu stałego łączącego daną farmę wiatrową ze stacją przekształtnikową na lądzie, co w konsekwencji nie powinno oznaczać utra-ty generacji w systemie. Istotne są jednak stany awaryjne polegające na awarii stacji przekształtnikowych, mogące skutkować negatywnie dla całego układu generatorów. Wobec powyższego praca analizowanych układów wymaga opracowania specjalnych zasad prowadzenia ruchu.

W artykule [13] zaprezentowanym przez przedstawicieli Wielkiej Brytanii i Francji pokazano, w jaki sposób zwięk-szenie możliwości wymiany energii elek-trycznej w skali europejskiej może wpłynąć na wykorzystanie potencjału OZE, a co za tym idzie na zmniejszenie emisji CO2. Au-torzy referatu skupiają się w szczególno-ści na poprawie zdolności przesyłowych sieci morskich (połączenia stałoprądo-we HVDC), w kontekście planów rozwoju energetyki wiatrowej w obszarze Morza Północnego, sugerując jednocześnie, iż istniejące ograniczenia mogą w horyzoncie czasowym 2020 roku stanowić przeszkodę dla wykorzystania potencjału tych farm. Warunkiem koniecznym zwiększenia stop-nia wykorzystania zdolności wytwórczych OZE jest istotne zwiększenie zdolności przesyłowych na granicach poszczegól-nych państw. Do przeprowadzenia analizy wykorzystano symulacje prowadzone me-todą Monte Carlo.

Podobnie w artykule [5] przedstawio-no wyniki szkocko-irlandzkiego studium ISLES rozwoju sieci morskich w obszarze pomiędzy Szkocją, Irlandią i Irlandią Pół-nocną. Wskazano, iż budowa tych sieci może być opłacalna i przynieść wiele eko-nomicznych, handlowych i środowisko-wych korzyści. Nie stwierdzono technicz-nych ograniczeń dla realizacji powyższego przedsięwzięcia, wykazując jednocześnie, iż rozbudowa połączeń w ramach sieci morskich może spowodować zwiększenie możliwości sieci lądowych dla przyłącza-nia farm morskich. Niemniej jednak zwró-cono szczególną uwagę na konieczność ścisłej współpracy pomiędzy ww. krajami/regionami w zakresie strategii rozwoju, budowy i zarządzania sieciami oraz prawo-dawstwa. Innym aspektem wymagającym skoordynowanych działań są ograniczenia wynikające z występowania przybrzeżnych obszarów chronionych oraz walorów krajo-brazowych i estetycznych wybrzeży.

Planowanie połączeń międzysystemowych

W referacie [28] międzynarodowy ze-spół autorski zaprezentował sposób wy-korzystania istniejących narzędzi analizy

decyzyjnej, wykorzystujących badanie oczekiwanej wartości bieżącej netto za-mierzenia inwestycyjnego, w procesie pla-nowania połączeń międzysystemowych o dużym ryzyku inwestycyjnym. Ryzyko to może wiązać się z nieprawidłowym oszacowaniem parametrów wejściowych modelu ekonomicznego, takich jak np.: po-chodna przyrostu obciążenia, opóźnienia realizacji dużych projektów generacyjnych, ograniczenia finansowe czy stopień udzia-łu sektora prywatnego w całości inwestycji. Powyższe zagrożenia szczególnie widocz-ne są w nowych, rozwijających się rynkach energii elektrycznej, tj. afrykańskim, środ-kowoamerykańskim, azjatyckim. W re-feracie przedstawiono dwa rzeczywiste przypadki połączeń międzysystemowych pomiędzy Kenią i Etiopią oraz w Ameryce Środkowej. Analizie poddano kilka moż-liwych scenariuszy realizacji połączeń transgranicznych. Jako funkcję celu dla rozwiązania optymalnego przyjęto minima-lizację maksymalnych (metoda „min-max”) kosztów wynikających z wystąpienia pew-nych zdarzeń związanych np. z niezreali-zowaniem projektów generacji, zidentyfi-kowanych w modelu jako możliwe ryzyko inwestycji.

W artykule [11] przedstawiono efekty badań i analiz dotyczące przyłączenia du-żej elektrowni wodnej o mocy 11 000 MW w Belo Monte (Brazylia) do systemu elek-troenergetycznego. Lokalizacja elektrowni na obszarze Amazonii, z dala od dużych ośrodków zapotrzebowania na energię elektryczną, wymusza konieczność utwo-rzenia długich połączeń sieciowych rzędu 1000 km dla wyprowadzenia mocy z pro-jektowanej elektrowni. Połączenia te po-winny jednocześnie stanowić wzmocnienie powiązania pomiędzy odrębnymi częścia-mi brazylijskiego systemu elektroener-getycznego. W związku z powyższym do analizy przyjęto dwa rozwiązania połączeń międzysystemowych: • N-NE – połączenie pomiędzy systemem

północnym, w którym planowana jest lokalizacja elektrowni Belo Monte, i sys-temem północno–wschodnim, oraz

• N-S – połączenie pomiędzy systemem północnym oraz systemem południowo--wschodnim.

44. SESJA


Dodatkowo uwzględniono szereg możliwych wariantów realizacji zadania, w technologii AC i DC, przy różnych po-ziomach napięć oraz zróżnicowanym po-ziomie mocy przesyłanej w kierunkach NNE i N-S. Jako kryterium oceny przyję-to minimalizację kosztów inwestycyjnych i kosztów strat energii dla kolejnych 15 lat analizy, przy jednoczesnym spełnieniu kry-terium n-1. Przeprowadzone analizy tech-niczno–ekonomiczne wykazały, iż warian-tem rekomendowanym dla połączenia N-S jest utworzenie równoległego połączenia 800 kV DC (Belo Monte - San Paulo, Belo Monte – Rio de Janeiro). Dla połączenia N-NE wariantem rekomendowanym jest budowa linii 500 kV AC.

Również przedstawiciele Grecji w ar-tykule [20] podjęli temat planowania roz-woju sieci przesyłowych w warunkach niepewności. Niepewność ta związana jest m.in. z przewidywanymi zdolnościami wytwórczymi oraz zapotrzebowaniem na moc, nietrafionymi inwestycjami czy też warunkami makroekonomicznymi. Dodat-kowym uwarunkowaniem jest limitowana wartość dostępnych środków finansowych. W takich warunkach tradycyjne podejście polegające na analizie najgorszych warun-ków pracy sieci jest niewystarczające (zbyt kosztowne opcje rozwojowe się uzyskuje) i muszą być zastosowanie inne kryteria. Zaprezentowana w artykule metoda, opie-rająca się na podejściu wielokryterialnym, została wykorzystana dla potrzeb oceny możliwości rozwoju sieci CSE (Continental South East) w ramach „Dziesięcioletniego Planu Rozwoju Sieci Przesyłowych ENT-SO-E”. Główne etapy metody przedstawio-no na rysunku 1.

Wykorzystanie możliwości źródeł odnawialnych

do wspomagania pracy systemu

Duży udział OZE w systemie elektro-energetycznym oprócz korzyści ekono-micznych i ekologicznych może nieść ze sobą szereg niepożądanych skutków zwią-zanych z działaniem systemu, np. dotrzy-maniem parametrów częstotliwości i napię-cia na odpowiednim poziomie. Konieczne jest zatem opracowanie odpowiednich

rozwiązań technicznych umożliwiających nie tylko uniknięcie negatywnego oddziały-wania OZE na system, ale również wyko-rzystanie ich do poprawy pracy systemu. Przykładem zastosowania źródła energii odnawialnej do poprawy warunków pra-cy systemu jest farma wiatrowa o mocy 64,4 MW Te Uku w Nowej Zelandii [7]. Rozwiązania techniczne zastosowane dla Te Uku dają możliwość farmie wiatrowej regulacji napięcia w sieci (nawet w okre-sach bezwietrznych, gdzie przekształtnik generatora po stronie sieci pracuje jako STATCOM) oraz częstotliwości prądu. Przeprowadzone badania dają obiecujące perspektywy, ponieważ w związku z ro-snącą liczbą farm wiatrowych w systemie nieuniknione wydaje się być wykorzystanie farm wiatrowych do regulacji pracy syste-mu elektroenergetycznego.

Japoński Kyushu Electric Power Com-pany (KEPCO) [17] jest dostawcą energii elektrycznej dla wielu odległych, małych wysp, których sieci zasilające stanowią

niejako odrębne systemy oparte obecnie na mało ekonomicznych turbogenerato-rach spalinowych Diesla. W związku z po-wyższym istnieją duże możliwości w za-kresie wykorzystania energii OZE, która pozwoliłaby na znaczną redukcję kosztów wytwarzania i ograniczenie emisji CO2 oraz zmniejszenie zużycia zapasów ropy. Wpro-wadzenie źródeł odnawialnych spowoduje pojawienie się problemu stabilności ma-łego, inercyjnego systemu elektroenerge-tycznego, związanej z wahaniami generacji i obciążenia. W celu opracowania strategii rozwoju energetyki odnawialnej i rozwiąza-nia problemu stabilności KEPCO prowadzi program pilotażowy obejmujący 6 nieza-leżnych rzeczywistych „mikrosystemów” zlokalizowanych na małych wyspach. Do każdego mikrosystemu przyłączone zo-stało źródło energii odnawialnej w postaci ogniwa fotowoltanicznego oraz baterie li-towo–jonowe. Schemat takiego mikrosys-temu na wyspie Kuroshima przedstawiono na rysunku 2.

Rys. 1. Główne etapy proponowanej metody wielokryterialnej [20]

Initial border Conditions

Generators data Meritorder CO2 cost

Networktopology

DC LF(N & N-1)

GTCcalculation

Project indicatorsCalculation

AC LF(N & N-1)

ExtremeSnapshots

Energy balancesReliability indices

Hourly dispatch(All gens available)

Probabilistic Simulation on weekly basis

Loading duration curves of transmission elements

detection of credible contingencies

TechnicalResilience

assessment

Rys. 2. Mikrosystem na wyspie Kuroshima [17]



W artykule [33] na przykładzie Chin przedstawiono mechanizm rozwoju ener-getyki odnawialnej przy skoordynowa-nej współpracy z sieciami inteligentnymi. W znaczeniu tym rozwój źródeł odnawial-nych powinien być zgodny z kierunkami rozwoju tych sieci, w zakresie tempa i skali rozwoju, zastosowanych technologii oraz wspólnej polityki. Ocena koordynacji roz-woju energetyki odnawialnej i sieci smart--grid została przeprowadzona za pomocą 15 wskaźników obejmujących 4 podsta-wowe sekcje: wytwarzanie, przesył i dys-trybucja, zapotrzebowanie oraz dyspo-nowanie mocą. Powyższym wskaźnikom w wielokryterialnej metodzie hierarchicznej analizy AHP (analytic hierarchy process) jest następnie przypisywana odpowiednia „waga wskaźnika”. Przeprowadzona ana-liza wskaźników wykazała, że ogólny po-ziom koordynacji energetyki odnawialnej i sieci inteligentnych dla Chin wynosi 0,8, a dla poszczególnych sekcji wskaźniki te kształtują się następująco: wytwarzanie energii – 0,8; przesył – 0,87; zapotrzebo-wanie na moc – 0,65 oraz dysponowanie mocą – 0,81. Powyższa analiza wykazała, iż podjęcie działań w obszarze zapotrzebo-wania na moc, tj. zwiększenie nacisku na stosowanie inteligentnych liczników energii czy ładowanie baterii urządzeń elektrycz-nych w szczytach produkcji OZE, stanowić będzie priorytet działań w celu poprawy poziomu skoordynowania sieci inteligent-nych i źródeł odnawialnych.

Wpływ zmiennych warunków pogodowych na ocenę

wystarczalności rezerw mocy w systemie

W artykule [15] przedstawiono wpływ ekstremalnie zmiennych warunków klima-tycznych na kształtowanie systemu elek-troenergetycznego Federacji Rosyjskiej (UES). Warunki klimatyczne, a przede wszystkim temperatura otoczenia, wpły-wają na poziom zapotrzebowania energii. Dodatkowo zróżnicowanie strukturalne re-gionów UES (różne wymagania odbiorców energii) powoduje, że wpływ ten dla tych samych temperatur w różnych regionach ma odmienny charakter. Powyższe uwarun-

kowania uwypuklają potrzebę zmiany po-dejścia do obliczeń systemowych, poprzez uwzględnianie parametrów określających poziom zapotrzebowania w funkcji tem-peratury. Zależność ta dla danego regionu jest wyznaczana poprzez: przetworzenie danych historycznych w celu określenia struktury konsumpcji w funkcji temperatu-ry, wyznaczenie regularności przebiegów dla dni roboczych, wyznaczenie linii trendu otrzymanych przebiegów obciążenia oraz określenie współczynników temperaturo-wych dla charakterystyki zapotrzebowania i dostępności rezerw mocy w systemie.

W przedmiotowym artykule przedsta-wiono przykładowe zależności zapotrze-bowania w funkcji temperatury dla części europejskiej UES oraz południa kraju. Zwrócono również uwagę na malejący wraz ze wzrostem temperatury poziom mocy dostępnych gazowych jednostek wy-twórczych.

W perspektywie roku 2016 i lat kolej-nych w Hiszpanii [27] przewiduje się ko-nieczność zapewnienia znacznych rezerw mocy w systemie elektroenergetycznym dla pokrycia szczytowego zapotrzebowa-nia na moc, w związku z niskim poziomem generacji OZE w okresie szczytu. Szacuje się, iż taka sytuacja może wystąpić kilka godzin w ciągu roku, niemniej jednak istot-nym dla operatora systemu jest określenie poziomu wymaganych i dostępnych re-zerw mocy w systemie. Dostępność mocy w systemie definiuje tzw. wskaźnik ade-kwatności generacji. W artykule przedsta-wiono dwie alternatywne, probabilistyczne metody kalkulacji tego wskaźnika. Pierw-sza metoda PDAP opiera się na funkcji rozkładu prawdopodobieństwa dostęp-nej mocy zainstalowanej całego systemu. Metoda druga zawiera kalkulacje indeksu oczekiwanych niedoborów mocy (LOLE), określonych jako maksymalną długość czasu, w jakim zapotrzebowanie może nie zostać pokryte ze względu na brak rezerw mocy w systemie. Metody probabilistyczne zestawiono z klasycznym podejściem do oceny wskaźnika adekwatności generacji liczonego jako stosunek szczytowej mocy dostępnej w systemie w okresie zimowym do szczytowej wartości zapotrzebowania. Przeprowadzona analiza porównawcza dla

systemów hiszpańskiego i portugalskiego, obejmująca lata 2016 oraz 2020, wykazała, iż najlepszą metodą, pod kątem złożoności procesu obliczeniowego, szybkości obli-czeń oraz jakości otrzymanych wyników, jest metoda PDAP. W ocenie autorów me-toda LOLE jest zbyt wrażliwa na poziom niepewności stanów wejściowych oraz charakteryzuje się zbyt optymistycznymi wynikami w stosunku do metody klasycz-nej oraz PDAP.

Przedstawiciele Wielkiej Brytanii [10] poruszyli temat poprawności oceny wskaź-nika adekwatności generacji w kontekście współpracy systemu brytyjskiego z OZE. W artykule zwrócono uwagę, iż stosowane obecnie metody statystyczne i probabili-styczne są obarczone dużą niepewnością, ponieważ nie obejmują zbioru niezależ-nych obserwacji zapotrzebowania bądź dostępności mocy w systemie, uwzględ-niając jedynie ich historyczne ciągłe prze-biegi. Jednocześnie podkreślono znacze-nie historycznych danych meteorologicz-nych dla prawidłowej oceny wskaźnika adekwatności generacji, wykazując wpływ panujących warunków meteorologicznych na poziom zapotrzebowania, a także wska-zano potrzebę wykonania dużej liczby sy-mulacji dla określenia rozkładu statystycz-nego danych wejściowych, na podstawie którego istnieje możliwość oszacowania ich niepewności. W artykule przedstawio-no również sposób wykorzystania danych historycznych do zrozumienia warunków wiatrowych panujących w przeszłości oraz możliwość wykorzystania tych informacji w ocenie adekwatności generacji.

Wyzwania inwestycyjne

W obliczu postępującej globalizacji oraz integracji politycznej obserwowanej w wielu regionach świata, zauważalne są również zmiany zachodzące w gospodarkach krajo-wych i regionalnych, w tym również w sek-torze energetycznym. Dodatkowo nacisk środowisk politycznych i ekologicznych na rozwój tzw. zielonej energii stawia nowe wy-zwania procesom planistycznym planowa-nia rozwoju systemów elektroenergetycz-nych. Obecnie coraz częściej zauważalny

44. SESJA


jest trend planowania struktur sieciowych w skali makro, co oznacza, że ocena da-nego rozwiązania rozpatrywana powinna być w kontekście uzyskiwanych korzyści z punktu widzenia całego sytemu elektro-energetycznego, a nawet połączonych sys-temów czy gospodarki. Proponowane na forum plenarnym CIGRE rozwiązania sku-piają się na dążeniu do zrównoważonego rozwoju przyszłych systemów elektroener-getycznych w celu osiągnięcia maksymal-nych, długoterminowych korzyści gospo-darczych i społecznych, z uwzględnieniem integracji OZE oraz wymiany międzyna-rodowej. Powyższe zagadnienia można połączyć w dwie grupy tematyczne: roz-wój sieci przesyłowych w celu uzyskania maksymalnych korzyści społecznych oraz efektywny rozwój wykorzystania zasobów wytwórczych.

Rozwój sieci przesyłowych w celu uzyskania maksymalnych

korzyści społecznych

W ramach europejskiego projektu ba-dawczego REALISEGRID [24] zostały opracowane nowe, bardziej wydajne w sto-sunku do tradycyjnych, metody planowa-nia rozwoju sieci przesyłowych. Pierwsza metoda jest rozszerzeniem tradycyjnego podejścia likwidacji w sieci tzw. wąskich gardeł o analizę techniczno-ekonomicz-ną, natomiast druga metoda obejmuje wielokryterialną analizę kosztów i korzy-ści w celu ustalenia kolejności (rankingu) kluczowych inwestycji. W związku z dużą niepewnością niektórych danych wejścio-wych (np. plany generacji) powyższe me-tody powinny stanowić wzajemne uzupeł-nienie. Przedstawione w artykule studium przypadków dowodzi, iż ocena planów rozwoju zależy w dużej mierze od perspek-tywy, z jakiej są one ocenianie. Oznacza to, iż najlepsze rozwiązania dla jednego sys-temu nie muszą być optymalne z punktu widzenia systemów połączonych. W celu wyznaczenia optymalnych ekonomicznie kierunków rozwoju całej europejskiej sie-ci przesyłowej konieczna jest współpraca poszczególnych operatorów sieci przesy-łowych oraz stosowanie zunifikowanych kryteriów oceny.

W artykule [21], na podstawie prze-prowadzonej analizy kosztów energii elektrycznej różnych krajów europejskich w stosunku do cen energii na giełdach międzyregionalnych, przedstawiciele Fin-landii wykazali, iż zwiększenie wymiany międzynarodowej energii elektrycznej może przyczynić się do podniesienia ogól-nego poziomu dobrobytu społecznego. Z drugiej strony przedstawiono, w jaki spo-sób interesy narodowe mogły przyczynić się do niezrealizowania planów rozwoju sieci przesyłowych, korzystnych z punktu widzenia całej Europy. Większość opera-torów przesyłowych wykazuje podejście, w którym dominującą rolę odgrywa eksport energii, stąd też krajowe sieci przesyłowe kształtowane są tylko w tym kierunku, po-zostawiając możliwości importowe na dużo niższym poziomie. Zauważono również, że opracowany do 2020 roku Dziesięcioletni Plan Rozwoju Sieci Przesyłowej, mimo iż zwiększa ogólnie poziom dobrobytu spo-łecznego, to jednak daleki jest od opty-malnego. Brak globalnego porozumienia w sprawie kształtowania połączeń między-systemowych może prowadzić do częścio-wej optymalizacji sieci przesyłowych, a co za tym idzie do strat społecznych. Jednym z przykładów mogą być nieskoordyno-wane inwestycje polegające na instalacji przesuwników fazowych na liniach trans-granicznych.

Biorąc pod uwagę charakter obecnie zawieranych umów handlowych dotyczą-cych połączeń transgranicznych (linii prze-syłowych i telekomunikacyjnych, gazocią-gów, itp.) w artykule [32] przedstawiciele Serbii i Włoch przedstawili rozważania dotyczące zasad oceny i kryterium po-działu kosztów, korzyści ekonomicznych oraz ryzyka inwestycyjnego dotyczącego przyszłych inwestycji infrastrukturalnych. Obecnie praktykowane umowy oparte na równym bądź terytorialnym podzia-le kosztów wydają się być nieadekwatne w stosunku do realiów. Jest oczywiste, iż dla inwestycji przesyłowych główne czyn-niki kosztów i korzyści inwestycji są różne z punktu widzenia inwestorów publicznych i prywatnych. Inwestorzy prywatni skupia-ją się głównie na osiągnięciu maksimum zysków, dla operatora systemu przesyło-

wego istotne są również aspekty nieza-wodnościowe i optymalizacja pracy sieci. W artykule przedstawiono wzorce modeli biznesowych inwestycji publicznych i pry-watnych oraz ich możliwych wariacji wraz z określeniem linii podziału kosztów, korzy-ści, ryzyka inwestycyjnego oraz uprawnień dla każdego z modeli.

W artykule [30] przedstawiciele Bel-gii dokonali porównania Planu Rozwoju Sieci dla okresu 10 lat (TYNDP), opraco-wanego w roku 2012 z TYNDP, opracowa-nym w roku 2010. W wyniku porównania obu planów stwierdzono, że 75% inwe-stycji zawartych w TYNDP z 2012 r. było już uwzględnionych w TYNDP z 2010 r. W nowym TYNDP ok. 45% to inwestycje średnioterminowe, zaś pozostała część to inwestycje długoterminowe. Ponadto ok. 80% projektów związana jest z przyłącze-nie OZE do systemu elektroenergetycz-nego (125 GW OZE na poziomie europej-skim). Realizacja założonych projektów inwestycyjnych ma pozwolić na uzyskanie 5% oszczędności na koszcie produkcji energii elektrycznej. Szczegółowe wyniki zamieszczone są na stronie internetowej ENTSO-E.

MEDGRID [16] jest projektem ener-getycznym w Afryce Północnej zrzeszają-cym osiem krajów należących do UE oraz MENA (Middle East and North Africa). Za-łożeniem projektu jest wspieranie rozwoju śródziemnomorskich sieci przesyłowych w celu stworzenia warunków bardziej efek-tywnego wykorzystania taniej energii źró-deł odnawialnych (głównie energii słonecz-nej) w krajach europejskich i północno-afrykańskich. Celem badań prowadzonych w ramach MEDGRID jest realizacja połą-czeń sieciowych w obrębie basenu Morza Śródziemnomorskiego w celu umożliwienia eksportu do Europy energii elektrycznej po-chodzącej z OZE w Afryce Północnej. Pla-nuje się, że w horyzoncie czasowym 2020-2025 zainstalowanych tam zostanie ok. 20 000 MW mocy, z czego ok. 5000 MW ma zostać przeznaczonych na eksport do Europy. Zaprezentowane podejście do ana-lizy techniczno-ekonomicznej opiera się na globalnym modelu obejmującym systemy krajów europejskich i afrykańskich, będą-cym w stanie ocenić rentowność i przyszłe



korzyści planowanych połączeń wymiany międzynarodowej, z uwzględnieniem krajo-wych scenariuszy zapotrzebowania, gene-racji oraz planów rozwoju sieci. W modelu odwzorowane są również charakterystyki wytwarzania w OZE, a także niektóre czyn-niki zewnętrzne, takie jak ceny ropy, emisji CO2 czy koszty eksploatacyjne.

Jako główne kryterium oceny planowa-nych powiązań sieciowych, oprócz ekspor-tu zielonej energii, zostały wymienione po-tencjalne korzyści ekonomiczne wymiany energii Europa – Afryka w obydwu kierun-kach, współdzielenie rezerw mocy oraz po-prawa niezawodności i elastyczności sys-temu globalnego. Uwzględniając strukturę podmorską Morza Śródziemnego w artyku-le wyróżniono 3 możliwe korytarze nowych powiązań kablowych: zachodni, central-ny i wschodni, które należy rozpatrywać w przyszłych koncepcjach oraz wskazano techniczne ograniczenia dla stosowanych technologii połączeń stałoprądowych. Zaprezentowane podejście MEDGRID traktuje rozwój sieci śródziemnomorskich w aspekcie globalnym, co w odróżnieniu od realizowanych dotychczas umów dwu-stronnych realizacji powiązań transgranicz-nych pomiędzy dwoma operatorami syste-mów pozwala na wykorzystanie wspólnych kryteriów oceny poszczególnych projek-tów. Daje to szansę opracowania bardziej spójnego oraz technicznie i ekonomicznie uzasadnionego planu rozwoju sieci prze-syłowych w analizowanym regionie. Ist-niejące i planowane powiązania sieciowe w obrębie basenu Morza Śródziemnego zamieszczono na rysunku 3.

Współczesne procesy planistyczne, z uwagi na niespotykaną dotąd skalę oraz dynamikę zmian, są procesami złożonymi, o dużej odpowiedzialności spoczywającej na organach decyzyjnych. Globalizacja rynków energii, inwestycje międzynarodo-we w sektorze energetycznym, wspólne projekty rozwojowe sieci przesyłowych stawiają nowe wyzwania pod kątem oce-ny podejmowanych decyzji planistycznych. Przedstawiciele Kolumbii [34] zaprezen-towali opracowany na potrzeby kolumbij-skiego operatora systemu przesyłowego (ISA) dynamiczny model symulacyjny, jako narzędzie wsparcia w procesie planowania

długoterminowego rozwoju sieci. Przed-stawione podejście składa się z dwóch modeli określających zachowania gospo-darki krajowej (model ekonomiczny) oraz sektora energetycznego (model sektoro-wy), uwzględniających dane historyczne. W modelu ekonomicznym poprzez PKB, poziom inflacji czy kursy walut określane są przyszłe wskaźniki makroekonomiczne. Następnie wskaźniki te wykorzystywane są w modelu sektorowym do określenia prio-rytetowych inwestycji w sieciach przesyło-wych, z uwzględnieniem planów rozwoju sieci, generacji, zapotrzebowania oraz budowy linii transgranicznych. Ostatnim krokiem jest makroekonomiczna symula-cja zysków i strat oraz określenie zmiany wskaźników bilansowych przedsiębiorstwa energetycznego, w kontekście planowa-nych inwestycji i całej gospodarki.

i nieodnawialnych). Koszty związane z bu-dową stacji elektroenergetycznych są bar-dzo wysokie, a istniejące ramy regulacyjne uniemożliwiają operatorom sieci przesy-łowych uzyskiwania pełnego zwrotu akty-wów. Innym zagrożeniem jest ponoszenie przez operatora systemu całości ryzyka inwestycyjnego. W związku z powyższym rozważane są trzy podejścia do przyłącza-nia do sieci farm wiatrowych: pierwsze – tradycyjne, każda farma jest przyłączona do odrębnej stacji, drugie – farmy są gru-powane i przyłączane do istniejących stacji oraz trzecie - tworzone są specjalne stacje agregujące wiele farm wiatrowych, które następnie przyłączane są do systemu elek-troenergetycznego. Dodatkowo w ramach powyższych zmian przewiduje się przesu-nięcie części kosztów związanych z roz-wojem sieci przesyłowych na wytwórców energii. Zaproponowane rozwiązania mają na celu promowanie inwestycji efektyw-nych z punktu widzenia całego systemu elektroenergetycznego oraz być przejrzy-ste dla wszystkich uczestników rynku ener-gii elektrycznej.

Odmienne, w stosunku do rynkowego modelu australijskiego, podejście opar-te na centralnym planowaniu źródeł wy-twórczych zostało przyjęte w Brazylii [23]. Szybki wzrost gospodarczy krajów rozwi-jających się, takich jak Brazylia, powoduje zwiększenie wymagań stawianych sektoro-wi energetycznemu pod kątem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju przy jednoczesnym dotrzymaniu standardów ochrony środowiska naturalnego. W artyku-le, na przykładzie rozwoju energetyki wod-nej, przedstawiono brazylijskie podejście w procesie planistycznym źródeł wytwór-czych. Opiera się ono na ocenie możliwości wykorzystania zasobów wodnych, biorąc pod uwagę, poza korzyściami ekonomicz-nymi i energetycznymi, również aspekty społeczne i środowiskowe, przy czym waż-ne jest, aby wszystkie powyższe zagadnie-nia uwzględniane były od samego początku procesu planowania. Podstawowym kryte-rium optymalizacyjnym danego rozwiązania jest uzyskanie maksimum korzyści ekono-micznych i energetycznych, przy jednocze-snej minimalizacji negatywnych skutków społecznych i środowiskowych.

Rys. 3. Istniejące i planowane w przyszłości

połączenia sieciowe w obrębie Morza

Śródziemnego [16]

Efektywny rozwój wykorzystania zasobów wytwórczych

W referacie [26] przedstawiono ak-tualne rozwiązania techniczne oraz eko-nomiczne przyłączania nowych źródeł wytwórczych do australijskiego systemu elektroenergetycznego, bazujące na pra-wach rynkowych, stosowane we wschod-nim (NEM) oraz zachodnim (WEM) sys-temie australijskim. W związku z dużym rozwojem nowych jednostek wytwórczych, przedstawionym na przykładzie stanu Wiktoria, wyszczególniono zagrożenia dla przyszłych struktur systemowych związa-ne z lokalizacją jednostek wytwórczych w wybranych obszarach występowania surowców energetycznych (odnawialnych

44. SESJA


Zarządzanie majątkiem sieciowym

W grupie tematów dotyczących zarzą-dzania majątkiem sieciowym znalazły się zarówno referaty dotyczące zwiększenia stopnia wykorzystania istniejącego mająt-ku, potrzeby zmian podejścia do zarządza-nia aktywami wynikającej ze specyfiki sys-temu oraz referaty przedstawiające opera-torów, dla których zmiana tego podejścia jest szansą unowocześnienia pracy całego systemu. Prezentowane referaty odnoszą się do aspektów planowania przyszłych struktur sieciowych, wymiany istniejącego majątku wynikającego z jego struktury wie-kowej oraz zapewnienia odpowiedniego poziomu usług zasilania odbiorców w ob-liczu transformacji scentralizowanych sys-temów elektroenergetycznych w kierunku generacji rozproszonej OZE.

Rosnący poziom generacji rozproszo-nej OZE we włoskim systemie elektroener-getycznym [4] stanowi poważne wyzwanie dla operatora systemu przesyłowego pod kątem eksploatacji sieci oraz prowadzenia modernizacji elementów sieciowych, w tym przede wszystkim planowania wyłączeń. Jest to szczególnie istotne z powodu po-tencjalnego ryzyka zakłóceń pracy syste-mu ze względu na trudny do przewidzenia poziom generacji w OZE oraz trudne do ustalenia racjonalne scenariusze generacji pozostałych źródeł wytwórczych. Zakła-

dane podejście metodyczne definiuje trzy fazy optymalizacji procesu zarządzania majątkiem. W pierwszej definiowane są scenariusze wytwarzania z wykorzysta-niem modelu rynku energii oraz z uwzględ-nieniem cen usług systemowych. W fazie drugiej tworzony jest optymalny plan wy-łączeń elementów sieciowych uwzględnia-jący kryteria techniczne oraz spełniający kryterium minimalizacji kosztów. Natomiast trzecia faza to ponowna weryfikacji ade-kwatności układu sieciowego z planowa-nymi wyłączeniami pod kątem spełnienia kryteriów bezpiecznej pracy.

Zaproponowane podejście metodycz-ne przetestowano na fragmencie włoskie-go systemu przesyłowego obejmującego Sycylię (1150 km linii przesyłowych, moc szczytowa 3500 MW, 1400 MW mocy za-instalowanej w farmach wiatrowych oraz 750 MW instalacji fotowoltaicznych). Uzy-skane wyniki potwierdziły poprawność proponowanej metodyki. Implementacja metodyki w dużych systemach przesyło-wych wymaga jednakże rozwiązania sze-regu zagadnień związanych z przyjętymi uproszeniami oraz wymaganymi dużymi mocami obliczeniowymi. Zagadnienie to będzie przedmiotem dalszych prac badaw-czo-rozwojowych.

W związku ze spadkiem zapotrzebo-wania na energię elektryczną w Japonii [14] obserwowana jest również zmiana podejścia w stosunku do budowy no-

wych struktur sieci przesyłowych. Obec-nie normą, zamiast budowy nowych linii przesyłowych, staje się maksymalizacja wykorzystania posiadanego majątku sie-ciowego, uwzględniająca wymianę istnie-jących, wyeksploatowanych linii. Autorzy opisują nowe narzędzie do określania rankingu takich właśnie inwestycji, które składa się z dwóch modułów. Pierwszy moduł pozwala na kalkulację wskaźnika niezawodności, uwzględniającego wzrost awaryjności linii wraz z jej wiekiem. Drugi moduł to moduł planistyczny, zakładają-cy utrzymanie wskaźnika niezawodno-ści na poziomie z roku wymiany obiektu i kalkulujący koszty. Ranking inwestycji jest ustalany ze względu na efektywność kosztową. Wskaźnik niezawodności kal-kulowany jest w sposób tradycyjny, jako niedostarczona energia w deterministycz-nych stanach systemu, przy uwzględnie-niu prawdopodobieństwa wystąpienia awarii. Wskaźnik efektywności zaś to iloraz niedostarczonej energii i kosztu wymiany obiektu sieciowego (w artyku-le analizowano wyłącznie przypadek linii napowietrznych). Oprogramowanie testo-wano na fragmencie typowej japońskiej sieci 66 kV i uzyskano wyniki zbieżne z wynikami tradycyjnych metod planowa-nia. Dalsze prace będą prowadzone nad rozszerzeniem modelu na większe sieci, oraz dokładniejszym odzwierciedleniu rzeczywistych uwarunkowań pracy syste-mu elektroenergetycznego.

Analogiczny problem do powyższego przedstawiono w artykule [25]. Opisano przykład sieci elektroenergetycznej w rejo-nie Kansai na wyspie Honsiu. Dodatkowo zwrócono uwagę na sąsiadujące obszary o występującym wzroście zapotrzebowa-nia na moc oraz spadku tegoż zapotrze-bowania. To stwarza dodatkowo trudne warunki dla pracy systemu, którego urzą-dzenia, w opisywanym przykładzie, mają za sobą nawet ponad 80 lat pracy. Dlate-go proponuje się tworzenie master planu dla systemu elektroenergetycznego przy nacisku na: zapewnienie niezawodności dostaw energii elektrycznej, dążenie do uzyskania możliwie wysokich wskaźników efektywności ekonomicznej inwestycji, ela-styczność zmian konfiguracji sieci, łatwość

Rys. 4. System planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego

i energetyki wodnej w Brazylii [23]

NATIONAL ENERGy POLICyCNPE LONG TERM

PLANNINGHorizon – 30 yearsUpdates – 4 years TEn-yEAR

ExpAnSIon pLAn

Annual Updates

ExPANSION MONITORINGHorizon – 5 yearsMonthly Updates

Recognition Hydropower Inventory Studies

Feasibility Studies AUCTION Basic

Project

Executive Project

ConstructionOperation

Reserve Declaration of Water Avaliability

Preliminary Env. License

Installation Env. License

Operating Env. License

Hydropower planning



eksploatacji, napraw i modernizacji ele-mentów sieci oraz możliwość rozbudowy instalowanych systemów poprzez wyko-rzystanie przyszłych technologii.

Problem zarządzania majątkiem prze-syłowym został poruszony również w za-prezentowanym przez przedstawicieli Wielkiej Brytanii artykule [9], gdzie opisano zintegrowaną metodę wspomagania pro-cesów decyzyjnych na podstawie kosztów cyklu życia (LCC) aktywów i metodologię oceny ryzyka. Podstawowe elementy me-tody przedstawiono na rysunku 5. Ocena niepewności dokonywana jest z wyko-rzystaniem metody Monte Carlo. Metodę przetestowano na rzeczywistych przypad-kach opisanych w artykule.

Problem kompensacji mocy biernej jest ogólnie znanym problemem w syste-mach elektroenergetycznych. W obecnie projektowanych systemach coraz częściej stosowane są linie kablowe, charakte-ryzujące się dużym prądem ładowania. Prowadzić to może do znacznych pod-skoków napięcia na końcach linii kablo-wej. Podobny problem występuje w przy-padku długich, niskoobciążonych linii napowietrznych, gdzie również obserwuje się ponadnormatywne wzrosty napięcia. W artykule [6] opisano przykład wykorzy-stania w Szwecji dławików kompensacyj-nych (VSR - Variable Shunt Reactor) do dynamicznej kompensacji mocy biernej poprzez optymalizację położenia prze-łącznika zaczepów.

W artykule [3] przedstawiono proces wprowadzania zmian w zarządzaniu ma-jątkiem sieciowym w ramach TRANSCO,

przedsiębiorstwa odpowiedzialnego za utrzymanie, eksploatację i rozwój sieci przesyłowych wodnych i elektrycznych wysokiego napięcia w Arabii Saudyjskiej. Spośród dostępnych standardów wybrano brytyjską specyfikację PAS55, pozwalającą TRANSCO na wdrożenie zmian w sposób najbardziej skoordynowany i zorganizo-wany. Proces wdrażania zmian, wyzwania stojące w obliczu nowego systemu oraz osiągnięte korzyści zostały zilustrowane w przedmiotowym artykule. TRANSCO stało się pierwszą firmą na Bliskim Wscho-dzie, która posiada akredytację Institiute of Asset Management.

Potrzeba zmiany podejścia w aspek-cie zarządzania aktywami zauważona została również przez TRANSELEC, głównego chilijskiego właściciela sieci przesyłowej [29]. Decyzja o wdrożeniu no-wego programu została podjęta na pod-stawie badań porównawczych w ramach grup ITOMS (International Transmission Operations and Maintenance Study) oraz CIER (Comision de Integracion Energetica Regional). Analizy wykazały, iż w zakre-sie wydajności urządzeń sieciowych oraz kosztów ich utrzymania wskaźniki TRAN-SELEC są niższe od średnich z obydwu grup. Zaprezentowana praca analityczna przedstawia nowatorskie, z punktu widze-nia TRANSELEC, podejście do zarządza-nia majątkiem sieciowym, wykorzystujące dane historyczne uszkodzeń i awarii oraz pokazuje obecnie obowiązujące mechani-zmy zbierania danych, procesy przepro-wadzania przeglądów technicznych i na-praw poawaryjnych.

Podsumowanie

Podsumowując działanie Komitetu C1 oraz ostatnią sesję CIGRE w 2012 r. trzeba stwierdzić, iż nie pojawiły się nowe meto-dyki w zakresie planowania rozwoju sys-temu przesyłowego. Standardem staje się natomiast podejście dwufazowe w proce-sie planistycznym, opisywane od kilku już lat. W pierwszej fazie wykorzystywane są symulatory rynku dla określenia potencjal-nego zestawu generacji, przy uwzględnie-niu szerokiego wachlarza uwarunkowań (technicznych, makro- i mikroekonomicz-nych, pogodowych, etc.). W drugiej fazie, na podstawie wyników pierwszej, wykony-wane są różnego typu analizy: techniczne, techniczno-ekonomiczne, oceny ryzyka. Uzyskiwane wyniki poddawane są różnym kryteriom decyzyjnym. Co do określania uwarunkowań pracy sieci to dominuje ra-czej podejście deterministyczne.

Drugim niezwykle istotnym zagadnie-niem, szczególnie w dobie recesji gospo-darczej, jest optymalizacja wykorzystania istniejącego majątku sieciowego oraz metody jego odtworzenia (niekoniecznie o tych samych parametrach). Propozycje różnym metodyk w tym zakresie prezentują głównie, ale nie wyłącznie, kraje dalekiego wschodu. Na uwagę zasługuje także zinte-growana metoda wspomagania procesów decyzyjnych wykorzystująca koszty cyklu życia aktywów i metodologię oceny ryzyka proponowana przez Brytyjczyków z Natio-nal Grid i Gnosys Global.

REFERATY KOMITETU STUDIóW C1

[1] C1-112. Ahmed M., Ali K., Palermo P.J.:

Treatment of Renewable Generation and

Generation Retirement Uncertainties in

Transmission Planning as Applied to Ame-

rican Electric Power System.

[2] C1-105. Akhmatov V. (i inni): Grid con-

nection of offshore wind power plants and

transmission system constraints.

[3] C1-304. Asma Al. Falasi.: Implementing

a PAS55 approach to Asset Management

within TRANSCO.

[4] C1-301. Baffa Scirocco T. (i inni): Modelling

of decision making support tools for the as-Rys. 5. Podstawowe elementy metody LCC [9]

Hold for future review Project Definition and Scoping

Conduct Cost Inventory

Issues not included in TCA

Impact Assessment

Asset Stream

Direct/Indirect cost Contingent cost

Identify uncertainty Identify risk or probability Identify uncertainty Identify risk or probability

Contingent costDirect/Indirect cost

Human Stream

Document Results

Feedback to company’s main decision loop

44. SESJA


set management optimization in the Italian

transmission system.

[5] C1-118. Bathurst G. (i inni): Testing con-

straints and opportunities for offshore re-

newable energy: strategic development of

offshore networks for interconnection and

market access.

[6] C1-303. Bengtsson C., Gajic Z., Khorami

M.: Dynamic Compensation of Reactive

Power by Variable Shunt Reactors; - Con-

trol Strategies and Algorithms.

[7] C1-108. Brown Ray W, Scott-Dye Hayden

N.: Te Uku Wind Farm – Planning and Ope-

ration of a Deeply Embedded Power Plant

with Advanced Ancillary Services.

[8] C1-113. Chang J.W. (i inni): Overview of re-

newable energy development in South Korea

and the economic analysis of grid intercon-

nection for large scale offshore wind farm.

[9] C1-307. Culley D. (i inni): New Methodolo-

gy for Whole Life Costing and Risk Asses-

sment.

[10] C1-119. Dent C.J. (i inni): Generation ade-

quac assessment with high wind penetra-

tions: Data requirements and insights from

meteorology.

[11] C1-115. Esmeraldo P.C.V. (i inni): Long

distance transmission interconnections

expansion in Brazil impacted by Belo Mon-

te power plant.

[12] C1-102. Gjerde O. (i inni): Integrated appro-

ach for reliability of electricity supply analy-

sis – studies of demonstration network.

[13] C1-117. Houghton T., Bell K.R.W., Doqu-

et M.: The economic case for developing

HVDC-based networks to maximise rene-

wable energy utilisation across Europe: an

advanced stochastic approach to determi-

ning the costs and benefits.

[14] C1-305. Hidaka K., Koda J., Seki T.: De-

velopment of Support Tool for Overhead

Transmission Line Replacement Planning

Considering EENS and Cost Effectiveness.

[15] C1-104. Ilyenko A., Pilenieks D.: The pro-

blems of forming the UES of Russia capaci-

ty balances for extreme climatic conditions

period (Unofficial translation). CIGRE-104.

[16] C1-207. Imaz Monforte L. (i inni): Co-deve-

lopment of the Mediterranean transmission

grids.

[17] C1-116. Ishida K. (i inni): Demonstration

tests of microgrid systems using renewa-

ble energy for small remote islands.

[18] C1-109. Jacobs P.G.H. (i inni): Combining

Market Simulations and Load-Flow Calcu-

lations for planning of interconnected sys-

tems with high RES penetration – Practical

Experience.

[19] C1-114. Jha I.S., Sehgal Y.K., Subir Sen.:

Transmission system planning under un-

certainty of supply and demand in Indian

context.

[20] C1-106. Kabouris J. (i inni): A novel practi-

cal approach to transmission planning un-

der severe uncertainties.

[21] C1-204. Lehtonen M., Supponen M.: Na-

tional and Company Interests of Electricity

Transmission Investments.

[22] C1-107. Lescale V.F. (i inni): Parallelling of-

fshore wind farm HVDC ties on offshore side.

[23] C1-208. Melo A.C.G. (i inni): Sustainable

Development of Hydropower in Brazil –

Technical and Institutional Aspects.

[24] C1-201. Migliavacca G. (i inni).: Planning

future transmission grid expansion invest-

ments for a sustainable pan-European ener-

gy system: the REALISEGRID approach.

[25] C1-306. Nagahata J., Nishida K.: Challenges

for Forming Rational Power Systems Faced

with Replacement Work of Aged Facilities.

[26] C1-202. Pushparaj N., Frearson K., Bones D.:

Planning for connection of new generation

projects in the Australian Electricity Market.

[27] C1-111. Revuelta J., Longás C., Imaz L.:

Generation Adequacy with Large Scale In-

tegration of Renewable Energy Sources

[28] C1-101. Tinoco T. (i inni): Planning of Inter-

connections in Central America and East

Africa, considering uncertainties.

[29] C1-302. Vargas J., Guerrero A., Geraldo C.:

Basis of Asset Management program imple-

mentation in Transmission Owner in Chile.

[30] C1-206. Verseille J., Lepy S., Paun M.: Eu-

ropean transmission network investments

planning with a view on long-term environ-

mental goals.

[31] C1-103. Völler S. (i inni): Onshore and

Offshore Transmission Expansion in the

European Grid for Large Scale Wind Inte-

gration in the North Sea.

[32] C1-103. Völler S. (i inni): Onshore and

Offshore Transmission Expansion in the

European Grid for Large Scale Wind Inte-

gration in the North Sea.

[33] C1-205. Vujasinović Z., Iliceto A.: Business

models for new interconnections: alloca-

tion of costs benefits and risks.

[34] C1-110. Wang Yimin, Wang Wei.: Coor-

dinated development mechanism of new

energy and smart grid.

[35] C1-209. Rendón Vargas Y., Buitrago Quin-

tero C. J.: Application of system dynamics

in long-term financial planning in power

transmission utilities.

CIGRE



Sesja plenarna Komitetu Studiów C2 CIGRE – „Sterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego” obejmo-wała dwa tematy preferowane.

Temat 1 - Metody przezwyciężenia problemów ruchowych powodowanych kombinacją źródeł charakteryzujących się wahaniami mocy oraz zmianami po stronie obciążeń – perspektywa operatora sieci przesyłowej (OSP):• bilansowanie systemu (dzień przed

i w dniu bieżącym),• zmniejszona inercja systemu, • zarządzanie ograniczeniami, regula-

cja napięcia, skoordynowana regulacja przesuwników fazowych.Temat 2 - Metody poprawy ogólnych

informacji o stanie połączonych systemów i koordynacja działań operatorów syste-mów przesyłowych (OSP):• wymiana informacji pomiędzy OSP

w połączonych systemach z kilkoma centrami sterowania,

• skoordynowane działania naprawcze,• przetwarzanie informacji, systemy

wspomagania decyzji, techniki wizuali-zacji,

• wymiana informacji i interfejsy między OSP i innymi podmiotami w tym ope-ratorami systemów dystrybucyjnych (OSD).Spośród 26 zgłoszonych referatów

11 dotyczyło tematu pierwszego, nato-miast 15 tematu drugiego.

Metody przezwyciężania problemów ruchowych

Referat [1] analizuje wymagania, ja-kie powinny spełniać obecnie elektrownie wiatrowe, aby umożliwić bezpieczną pracę systemu elektroenergetycznego. Omawia-ne są w szczególności takie funkcjonalno-ści elektrowni wiatrowej, jak: • utrzymanie elektrowni w sieci w warun-

kach obniżonego napięcia (najczęściej zwarcia) - LVRT (Low Voltage Ride Through),

• wspomaganie tłumienia kołysań mocy, analogiczne do działania stabilizatora systemowego w regulatorach napięcia konwencjonalnych generatorów – PSS (Power System Stabilizer);

• emulacja inercji systemu; wykorzysta-nie w stanach przejściowych energii kinetycznej mas wirujących z dynamiką analogiczną do mechanicznych stałych czasowych turbozespołów konwencjo-nalnych. Wszystkie trzy funkcjonalności można

uzyskać zdaniem autorów przez dodatko-we pętle regulacji. W referacie pokazano przykładowe wyniki potwierdzające sku-teczność proponowanych rozwiązań.

W referacie [2] przedstawiono istniejący w Rosji system badania i testowania ukła-dów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów synchronicznych. Badania są realizowane w NIIPT (High Voltage Direct

Current Power Transmission Research In-stitute) z wykorzystaniem fizycznego mode-lu systemu elektroenergetycznego, którego schemat pokazano na rysunku 1.

Program testów obejmuje sprawdze-nie:• skuteczności stabilizatorów systemo-

wych przy małych zaburzeniach,• właściwości części mocowej układu

z punktu widzenia zapewnienia maksi-mum zapasu stabilności,

• skuteczności układu regulacji w warun-kach awarii,

• poprawności działania ograniczników regulacji (UEL, OEL),

Krzysztof MadajewskiInstytut Energetyki

Oddział Gdańsk

Sterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego – Komitet Studiów C2

System Operation and Control – Study Committee C2

Rys. 1. Schemat fizycznego modelu systemu

elektroenergetycznego do badania układów

wzbudzenia i regulacji napięcia generatorów

synchronicznych w NIIPT w Rosji

44. SESJA


• stabilności pracy równoległej testowa-nego układu regulacji generatora z ge-neratorem wyposażonym w inny układ regulacji,

• możliwości i poprawności pracy ukła-dów regulacji w przypadku pracy dwóch generatorów na jeden wspólny transfor-mator blokowy.Badania obejmują łącznie 84 testy.

Każdy wytwórca, który ma zamiar wprowa-dzić swoje rozwiązania na rynek rosyjski, musi przejść z wynikiem pozytywnym ten program testów. Dotychczas poddano ba-daniom 20 układów regulacji od różnych wytwórców. Trzynaście rozwiązań pomyśl-nie przeszło testy i zostało dopuszczonych do stosowania w Rosji.

Nowe zaawansowane rozwiązanie wspomagające proces prowadzenia ruchu we włoskim systemie przesyłowym opisa-no w referacie [3]. Rozwiązanie opraco-wane zostało wspólnie przez operatora systemu przesyłowego (TERNA) oraz placówkę badawczą (CESI) w ramach projektu Smart Grid Roadmap. Potrzeba nowego narzędzia do wspomagania pro-wadzenia ruchu włoskiego systemu elek-troenergetycznego wynikała głównie z in-tensywnego rozwoju źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych we Włoszech. Podsta-wowym celem opracowanego rozwiązania jest cykliczna analiza planu pracy jedno-stek wytwórczych w najbliższej przyszło-ści, uwzględniająca aktualne i przyszłe warunki meteorologiczne oraz zmiany obciążeń. Zastosowane podejście kom-binatorowo–probabilistyczne umożliwia krótkookresową weryfikację i optymaliza-

cję wielkości rezerw koniecznych do bez-piecznego prowadzenia ruchu włoskiego systemu elektroenergetycznego.

Problemy Irlandii z realizacją ambit-nego celu uzyskania w 2020 roku 40% energii ze źródeł odnawialnych przed-stawiono w referacie [4]. Ogromna więk-szość tej energii pochodzi i będzie po-chodzić z elektrowni wiatrowych. Ozna-czać to będzie zainstalowanie 5000 MW mocy w elektrowniach wiatrowych w sys-temie o szczytowym zapotrzebowaniu równym 7500 MW. Jest to przy tym sys-tem bez powiązań zewnętrznych na na-pięciu przemiennym, a jedynie z połącze-niami o niewielkiej mocy z Wielką Bryta-nią w technologii HVDC (przesył prądem stałym). Ocenę zagrożeń i koniecznych środków zaradczych dla zapewnienia bezpiecznej pracy systemu wykonano na podstawie badań modelowych dla połą-czonego systemu Irlandii i Irlandii Pół-nocnej.

Podstawowym celem badań było ustalenie, jaki maksymalny udział w po-kryciu zapotrzebowania może mieć gene-racja wiatrowa (dokładniej niewytwarzana w źródłach synchronicznych), aby zapew-nić niezawodną pracę systemu elektro-energetycznego. Wyniki liczbowe przed-stawiono na rysunku 2. Bezpieczny ob-szar pokazano jasnym kolorem (max 50% udział generacji wiatrowej). Kolor szary to obszar, w którym konieczne jest dokona-nie istotnych zmian w wymaganiach zapi-sanych w kodeksie sieciowym, a obszar oznaczony kolorem czarnym w ogóle nie jest dopuszczalny.

Wskazano, że podstawowe problemy bezpieczeństwa wynikają z obniżenia iner-cji systemu i dysponowanej mocy biernej. Wskazano na możliwe środki zaradcze.

Rozwój koncepcji systemu regulacji częstotliwości w systemie elektroenerge-tycznym kontynentalnej Europy przedsta-wiono w referacie [6]. Prezentowana kon-cepcja GCC (Grid Control Cooperation) stanowi ramy dla realizacji współpracy granicznej w warstwie optymalizacji LFC (Load Frequency Control). Techniczna re-alizacja tego rozwiązania, pokazana na ry-sunku 3, oznacza faktycznie skoordynowa-ną optymalizację regulacji wtórnej.

Wdrażanie idei GCC rozpoczęto w 2008 u czterech operatorów niemieckiego syste-mu przesyłowego. W roku 2011 rozszerzo-no to rozwiązanie na obszar Danii, a w 2012 planowano włączenie Holandii, Szwajcarii, Czech i Belgii. Wdrożone w Niemczech rozwiązanie przyniosło wymierne efekty techniczne i ekonomiczne. Oszczędności oszacowano na 200 mln euro. Techniczne efekty to lepsze wykorzystanie rezerw oraz poprawa elastyczności i niezawodności pracy systemu.

Wyniki testów nowego rozwiązania re-gulacji napięcia z wykorzystaniem farm wia-trowych w Hiszpanii przedstawiono w refe-racie [7]. Dotychczas podstawowa metoda regulacji polegała na zadawaniu dla farmy wiatrowej wartości współczynnika mocy za-leżnego od warunków pracy systemu. Ukła-dy regulacji farmy miały za zadanie utrzy-mywanie przez zadany czas stałej wartość tego współczynnika. Ten sposób regulacji nie pozwala jednak na pełne wykorzystanie

Rys. 2. Bezpieczeństwo pracy systemu Irlandii

w zależności od udziału generacji wiatrowej

Rys. 3. Skoordynowana regulacja wtórna

– schemat podstawowy

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Wind + Imports (MW)

Load

+ E

xpor

ts (M

W)

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

50% 75%SCR

Provider

SCRProvider

SCRProvider

Power Balance

Power Balance

Power Balance

Secondary Controller



SCR SCR

SCR

ACE

ACE

SCR request

SCR request

SCR request

SCR-demand SCR-demand

SCR-demand SCR-demand

ACE

Control Area A Control Area B

Control Area C

balance deviation

balance deviation

balance deviation

correction correction

correctioncorrection

SC-Optimization

other participating control areas



możliwości regulacyjnych turbin wiatro-wych. Zaproponowany sposób regulacji polega na zadawaniu wartości napięcia na szynach stacji do realizacji przez grupę farm wiatrowych przyłączonych do tej stacji. Testy przeprowadzono dla jednego węzła 400 kV (Morella), do którego jest przyłączo-nych dziesięć farm wiatrowych (generatory typu DFIG) o łącznej mocy 395 MW oraz dla jednego węzła 220 kV (Suido), do którego przyłączonych jest kilka farm wiatrowych o łącznej mocy 135 MW, z generatorami indukcyjnymi o starszej konstrukcji, ale uzu-pełnionymi o statyczne kompensatory mocy biernej (SVC).

W efekcie przeprowadzonych badań zweryfikowano w praktyce nowy sposób regulacji i stwierdzono, że daje on bardzo dobre rezultaty zwłaszcza dla nowocze-snych rozwiązań turbin wiatrowych (DFIG). Oczekuje się, że jego wdrożenie przyczyni się do zwiększenia udziału farm wiatro-wych w generacji ogółem z zachowaniem bezpieczeństwa pracy systemu.

Metody poprawy ogólnych informacji o stanie

połączonych systemów

Referat [10] omawia ciekawe praktycz-ne doświadczenia z wykorzystaniem insta-lacji PV (fotowoltaika) o mocy 5 MW w po-wiązaniu z magazynem energii o mocy 1,5 MW w Japonii (rys. 4).

Japonia realizuje program osiągnięcia 28 GW mocy zainstalowanej w technologii PV do roku 2020. Jednakże ten rodzaj ge-

neracji odnawialnej również charakteryzują znaczne fluktuacje mocy oddawanej i pro-blemy z prognozowaniem generowanej energii z tych źródeł. Jednym ze sposobów przeciwdziałania tym negatywnym zjawi-skom jest współpraca instalacji PV z ma-gazynem energii. W omawianym projekcie zastosowano baterię 1,5 MW x 7,2 h typu NAS (sodium-sulfur). W ramach projektu opracowano i wdrożono system prognozo-wania generacji PV. Istotną kwestią w tego typu projektach jest relacja wielkości mocy źródeł PV do mocy baterii (magazynu). Im większa moc baterii, tym łatwiej jest zapew-nić ciągłość i stałość dostarczanej do sys-temu mocy. Niestety, bateryjne magazyny energii są bardzo kosztowne, co ogranicza wielkość instalowanej baterii. Autorzy oma-wiają różne metody zarządzania ładowa-niem i rozładowaniem wskazując na opty-malny, w warunkach omawianej instalacji, sposób realizacji tych procesów.

Wyniki projektu R&D o nazwie PEGA-SE, finansowanego w ramach siódmego programu ramowego UE, przedstawiono w referacie [14]. Celem czteroletniego pro-jektu z udziałem 21 partnerów było opra-cowanie i testowanie nowych zaawan-sowanych algorytmów dla wyznaczenia estymatora stanu, optymalizacji statycznej i przeprowadzenia symulacji całego sys-temu elektroenergetycznego kontynen-talnej Europy. W ramach projektu między innymi opracowano i wdrożono dwueta-powy algorytm wyznaczania estymatora stanu oraz bezpośrednie wspomaganie estymatora stanu pomiarami fazorów synchronicznych. Badania symulacyjne

w dziedzinie czasu realizowa-no z zastosowaniem obliczeń równoległych oraz rozdziału na procesy szybkozmienne i wolnozmienne z różnymi krokami całkowania.

Zasady, stan obecny i przyszłość współpracy mię-dzyoperatorskiej w centralnej części europejskiego syste-mu elektroenergetycznego przedstawiono w referacie [15]. Belgia, Holandia, Francja oraz Niemcy to kraje, których operatorzy przesyłowi od

kilku lat koordynują działania w zakresie planowania i prowadzenia ruchu syste-mu. Konieczność takich działań wynika z bardzo znaczącej zmienności rozpły-wów mocy w tym obszarze, spowodowa-nej efektami działania rynku energii oraz zmiennością generacji odnawialnej (gene-racja wiatrowa i PV).

Utworzono kilka struktur organiza-cyjnych, takich jak: TSC – TSO Security Cooperation, SSC – Security Service Cen-ter, CASC – Capacity Allocation Service Company oraz CORESO, mających na celu wspomaganie procesów koordyna-cyjnych. Jednym z głównych celów tych działań jest zapobieganie bądź usuwanie ograniczeń sieciowych. Środki technicz-ne do realizacji tego celu obejmują między innymi skoordynowane nastawy ośmiu przesuwników fazowych zainstalowanych na terenie wymienionych krajów. Rozważa się wykorzystanie połączeń prądu stałego (HVDC).

W referacie [17] przedstawiono EAS (European–wide real-time Awareness Sys-tem), wspólny europejski system informu-jący dyspozytorów prowadzących ruch krajowych systemów o stanie ogólnym europejskiego systemu elektroenergetycz-nego. Jest to system czasu rzeczywistego, którego idea powstała po awarii z 4 listopa-da 2006 r., w trakcie której krajowe dyspo-zycje w większości krajów w ogóle nie były świadome rodzaju, miejsca ani przyczyny awarii, jak również nie wiedziały, jaki jest stan systemu poza granicami ich odpowie-dzialności. Realizacja systemu EAS wyma-ga udostępniania w czasie rzeczywistym przez wszystkich operatorów kluczowych danych i informacji o stanie ich systemu. Informacje te obejmują m.in:• lokalne pomiary częstotliwości,• bilans mocy czynnej,• planowaną i pomierzoną wymianę mocy

na liniach granicznych,• całkowitą wartość generowanej mocy

w rozbiciu na różne rodzaje generacji.Najprostszą formą wizualizacji stanu

systemu europejskiego w rozwiązaniu EAS jest system sygnalizacji świetlnej pokazany na rysunku 5, zainstalowany w dyspozycji każdego operatora systemu przesyłowego. Rys. 4. Konfiguracja instalacji PV wraz z magazynem energii

Power Grid (33kV)

(10 kinds of Modules x 10kV)1-Axis Tracking System

(20kV)Main-Tr6.6kV/33kV

Sub-Tr420/6.6kV

210/6.6kV

NAS Battery(1MW+0,5MW)PV 3,9MW PV 1MW

250kW PCS

1000kW PCS

44. SESJA


W pełni rozwinięty i wdrożony system będzie obejmował zaawansowane syste-my wizualizacji.

W referacie [18] zaprezentowano nową wspólną, europejską klasyfikację zaburzeń w systemie elektroenergetycznym. Klasyfi-kacja obejmuje zaburzenia:• mające wpływ na graniczne przepływy

mocy i handel energią (np.: znaczące wyłączenia generacji, wyłączenia infra-struktury liniowej lub podział systemu);

• wywołujące skutki społeczne (np.: wy-łączenie obciążeń, częściowy lub całko-wity blackout);

• prowadzące do istotnego pogorsze-nia niezawodności pracy systemu (np.: istotne zmiany parametrów systemu);

• prowadzące do naruszenia wystarczal-ności systemu (np.: brak możliwości za-pewnienia rezerw).W tabeli 3 pokazano związek między

rodzajem zaburzenia a czterostopniową skalą zaburzeń.

Nowe roz -wiązania w za-kresie systemów sterowania dla poprawy krótko- i długookresowej stabilności na-pięciowej w Korei przedstawiono w referacie [21]. Struktura i topo-logia systemu elektroenerge-

tycznego Korei sprzyja powstawaniu za-grożeń prowadzących do utraty stabilności napięciowej. Relatywnie odległe źródła wy-twórcze i silne skupienie obciążenia w rejo-nie Seulu (około 42% całkowitego obciąże-nia) powoduje, że w przypadku wyłączenia jednej z linii 765 kV w niekorzystnej sytuacji sieciowej może dojść do utraty stabilności napięciowej. W celu zapobieżenia w takiej sytuacji powstaniu lawiny napięciowej doko-nuje się prewencyjnego wyłączenia obciąże-nia o mocy 900 MW, po spełnieniu z góry za-łożonych warunków napięciowych (napięcie poniżej 0,985 p.u w wybranym węźle 345 kV przez czas >200 ms). To rozwiązanie opra-cowano w drodze badań symulacyjnych off--line przyjmując konserwatywne założenia warunków pracy systemu.

Nowe rozwiązanie typu WAMAC (Wi-de-area Monitoring and Control) będzie bazowało na pomiarach fazorów synchro-nicznych, estymatorze stanu pozyskiwa-nym z systemu SCADA/EMS oraz badaniu

warunków napięciowych czterech optymal-nie wybranych węzłów sieci 345 kV. Pod-napięciowe wyłączanie obciążeń w tym rozwiązaniu będzie, jak się oczekuje, od-powiadało dużo lepiej rzeczywistym po-trzebom wynikającym ze stanu systemu.

Referat [25] omawia środki zaradcze zapobiegające awariom prowadzącym do blackoutu oraz przyspieszające odbudowę systemu po wystąpieniu takiej awarii, wdro-żone w Brazylii po dwóch poważnych awa-riach obejmujących znaczną część systemu elektroenergetycznego. Pierwsza awaria (2009-10-11) rozwijała się jako sekwencja zdarzeń, kolejnych zwarć C1, C2 i C3, na trzech równoległych liniach 765 kV poka-zanych na rysunku 6. W efekcie doszło do lawiny napięciowej w rejonie Sao Paulo i Rio de Janeiro i 40 mln osób zostało pozbawio-nych zasilania ( 22,436 MW obciążenia).

Kolejna awaria miała miejsce 4 lutego 2011 r. i pozbawiła zasilania również 40 mln osób, ale wartość wyłączonej mocy wynosiła w tym przypadku 7363 MW. W wyniku tych awarii operator systemu przesyłowego podjął dodatkowe środki zapobiegające awariom oraz przyspieszające odbudowę systemu, takie jak:• opracowanie i wdrożenie możliwości

„blackstartu1” w nowych elektrowniach,• przygotowanie nowych korytarzy prze-

syłowych dla wspomagania odbudowy systemu,

1) Proces przywracania elektrowni do ruchu bez ko-

nieczności korzystania z zewnętrznej sieci.

Rys. 5. Stan systemu europejskiego obrazowany sygnalizacją świetlną

Deterioration Towards Collapse

Restoration

(n-0)-state, no loss of elements, no load mismatch,

etc.

(n-1)-state, no violation of

operational limits

Violstion of op. limits, Global security is

endangered

System collapse Blackout

Tabela 3

National Perimeter Regional Perimeter Wide Europe incident

Level 0 - Anomaly Level 1 - Noteworthy Disturbance Level 2 - Extensive incident Level 3 - Major incident

Final tripping of equipments: consequences on national area

Final tripping of equipments: consequences on national area

Final tripping of equipments: consequences on regional level

Loss of generation no noticeable consequence

Loss of generation consequences on national area

Loss of generation consequences on regional level

Alert State Emergency State Black Out State

Lack of reserve

Voltage exceeding thresholds

N-1 violation situation

Frequency deviation threshold 1 Frequency deviation threshold 2 Frequency deviation threshold 3

Separation of a significant part of grid

Regional Black out Black out of synchronous area

Load Disconnection Threshold 1 Load Disconnection Threshold 2 Load Disconnection Threshold 3 Load Disconnection Threshold 4



• rozwój interakcji między pracami ba-dawczymi a rzeczywistym prowadze-niem ruchu,

• analiza systemu planowania połączeń międzynarodowych z punktu widzenia odbudowy systemu,

• masowe zastosowanie podziału na wy-spy z wykorzystaniem elektrowni wod-nych małej i średniej mocy,

• okresowe sprawdzanie możliwości „blackstartu” w wytypowanych do tego elektrowniach,

• stworzenie programu szkoleń i oceny kwalifikacji dla dyspozytorów prowa-dzących ruch systemu.Referat [26] omawia kroki podjęte

przez operatora Tokyo Electric Power Co, Japonia w zakresie opracowania i urucho-mienia nowego, zaawansowanego symula-tora treningowego dla dyspozytorów pro-wadzących ruch systemu przesyłowego. Bezpośrednim impulsem dla podjęcia tego zadania była awaria w 2006 roku. Opraco-wany i uruchomiony w TEPCO symulator pozwolił przygotować dyspozytorów do tak wielkich awarii, jak ta związana z trzęsie-niem ziemi i tsunami w marcu 2011 roku. Symulator ten wykorzystano do odtworze-nia i analiz przebiegu tej awarii (rys. 7).

PIŚMIENNICTWO

[1] El Itani S., Joos G.: Wind Turbine Genera-

tor Controls: Meeting Present and Future

Grid Code Requirements.

[2] Burmistrov A., et al.: Estimation of efficiency

of modern excitation controllers of synchro-

nous machines in the conditions of physical

model of a complex power system and sug-

gestion of estimation technique and criteria

as an addition to the IEC standard.

[3] Sabelli C., et al.: Very Short-Term Optimal

Dispatching: an Integrated Solution for the

Advance Dispatching.

[4] Coughlan Y., et al.: Overcoming Operational

Challenges to maximise the levels of Wind

Integration – a System Operator perspective.

[5] Spaan F., et al.: Congestion Management

implemented in the Dutch System by using

market principles: a practical example from

the TSO perspective.

[6] Zolotarev P., et al.: Grid Control Coope-

ration – A Framework for Technical an

Economical Cross-Border Optimization for

Load-Frequency Control

[7] Arlaban T., et al.: Voltage control by multi-

ple wind power plants: field test results.

[8] Zheng T., et al.: Robust Optimization and

Its Application to Power System Operation.

[9] Lee S.H., et al.: An Establishment of Ope-

rating Instruction and Information Gathe-

ring Hierarch Considering Smart Grid and

Micro Grid Environment in the Korean SO’s

Perspective.

[10] Niyama M., et al.: Development of Output

Control Technologies for a Large-Scale PV

System with Battery Storage—Wakkanai

Mega-Solar Project.

[11] Scherer M., et al.: Improved Frequency Bias

Factor Sizing for Non-Iterative Control.

[12] Hillberg E., et al.: System Integrity Protec-

tion Schemes – Increasing operational se-

curity and system capacity.

[13] Rabinovicz M.A., et al.: Simulator Wizard

for a Grid Company’s Top Management

Dispatcher.

[14] Rapport S., et al.: PEGASE R&D project: ad-

vanced algorithms for state estimation and si-

mulation of the Pan-European power system.

[15] Arrive O., et al.: Improved TSO coordina-

tion in the Central West European region.

[16] Schneiders C., et al.: Visualization of the Sys-

tem State and Situation Awareness in Wide

Area Transmission Systems for Electricity.

[17] Albrecht J., et al.: Development and Setup

of the first European-wide real-time Awa-

reness System (EAS) for the Transmission

System Operators of ENTSO-E.

[18] Gahungu J.F., Bikulcius R.: Development of an

European-wide incidents classification scale

for ENTSO-E transmission system operators.

[19] Boulet F., et al.: Technical and cultural in-

terest of a centralised coordination service

centre Experience of Coreso after 3 years

of operation.

[20] Al-Ebrahim., et al.: GCC Interconnection

Grid: Operational Studies for the GCC Inter-

connection with United Arab Emirates (UAE).

[21] Nam S., et al.: Voltage Control Schemes to

improve Short-term and Long-term Volta-

ge Stability in KEPCO system.

[22] Soonee S.K., et al: Institutional Capacity Bu-

ilding of the Load Dispatch Centres in India.

[23] Sodha N.S., et al.: Phasor Measurement

Applications in Smart Grid.

[24] Gomes P., et al.: The conception of a New

Special Protection System involving long

distance – Coordinated remedial actions.

[25] Antonio C.B., et al.: Lessons Learned in

Restoration from Recent Blackout Inci-

dents in Brazilian Power System.

[26] Kataoka T., Shitsukawa M., Tajimi A.: Im-

provement in coordinated restoration ope-

ration skills covering more than one area

(Developing a power system operation tra-

ining simulator that precisely reproduces

electrical phenomena).

Rys. 6. Lokalizacja zaburzeń prowadzących do blackoutu w sieci w Brazylii w 2009-10-11

Rys. 7. Przebieg

awarii w systemie

TEPCO w Japonii

w trakcie trzęsienia

ziemi w marcu 2011.

Pomiary i symulacja

Foz do Iguaçu Ivaipora Itabera Tijuco pretoItaipu 60 Hz 765kV

345kV

500kV

500kV

500kV765kV C 1 C 1

C 2 C 2

C 3 C 3

SouthRegion

Sou

thea

st/M

idw

est

Reg

ion

1

2 3

CIGRE

44. SESJA


Działalność Komitetu skupia się na czterech głównych zagadnieniach tech-nicznych, tj.:• TD 1. Rozwój/funkcjonowanie systemu

elektroenergetycznego a środowisko,• TD 2. Globalne zmiany środowiskowe

a system elektroenergetyczny,• TD 3. Społeczna akceptacja infrastruk-

tury elektroenergetycznej, zaangażowa-nie właścicieli nieruchomości a komuni-kacja społeczna,

• TD 4. Wydajność sektora energetyczne-go a środowisko.Podczas 44. otwartej sesji CIGRE Ko-

mitetu Studiów C3 przedstawiono 24 re-feraty, obejmujące zagadnienia z dwóch bloków tematycznych.

P.S.1: Publiczna akceptacja infrastruk-tury elektroenergetycznej:• doświadczenia w komunikacji, zaanga-

żowanie właścicieli nieruchomości oraz wzrost świadomości publicznej,

• wymagania legislacyjne, wytyczne oraz rola władz i operatorów,

• metody oraz doświadczenia w zakre-sie uwzględniania wymagań właścicieli nieruchomości przy planowaniu i pracy infrastruktury elektroenergetycznej.

P.S.2: Jak „zielone” są przyszłościowe systemy elektroenergetyczne:• metodologia służąca ocenie oddziały-

wania na środowisko oraz osiągnięcia w zakresie innowacyjności struktury i koncepcji sieci elektroenergetycznej,

• przeciwstawianie się zmianom klimatu,• implikacje środowiskowe wpływające

na zwiększenie wydajności systemu energetycznego poprzez tworzenie no-wych sieci wysokich napięć oraz inte-gracje źródeł energii na poziomie sieci dystrybucyjnych,

• doświadczenia w ocenie jakościowej, szacowania ilościowego oraz bench-markingu.W ostatnich latach obserwuje się ro-

snący udział społeczeństwa w procesach inwestycyjnych, zwłaszcza w obszarze prowadzonej procedury lokalizacyjnej dla danego przedsięwzięcia, jak również jego oceny oddziaływania na środowi-sko. W chwili obecnej techniczne aspek-ty planowania i realizacji elektroenerge-tycznych inwestycji infrastrukturalnych są bowiem dobrze znane i rozpoznane, zarówno przez projektantów, wykonaw-ców, jak i inwestorów. Jednakże znaczą-ca część procesu inwestycyjnego zwią-zana jest z procedurą legislacyjną, a co za tym idzie z koniecznością uzyskania społecznej akceptacji na jego realizację. Dość często pozyskanie zgody ludności zamieszkującej obszary planowanej loka-lizacji inwestycji jest zadaniem trudnym i czasochłonnym, zarówno pod wzglę-dem społecznym, jak i ekonomicznym. Uzyskanie przychylności społeczeństwa, zwłaszcza dla projektów z sektora elek-troenergetycznego, wymaga zatem pro-wadzenia szeroko pojmowanego dialogu społecznego. Niejednokrotnie bowiem

pojawiający się opór społeczny prowa-dzi do znaczących opóźnień w realizacji projektów lub też ich zaniechania, co w konsekwencji może wpłynąć na bez-pieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych.

Przez pozyskanie akceptacji społecz-nej rozumieć należy zbiór działań i proce-dur umożliwiających poprawę komunikacji oraz zapewniających dostęp do informacji na temat planowanych projektów inwesty-cyjnych, zarówno właścicieli nieruchomo-ści, na których lokalizowana będzie dana inwestycja, jak i stron trzecich oraz spo-łeczności lokalnej.

Ze względu na wagę wspomnianego zagadnienia niniejszy artykuł w zwięzły sposób ukazuje tematy poruszane w ra-mach pierwszego bloku tematycznego, tj. Publiczna akceptacja infrastruktury elek-troenergetycznej.

Publiczna akceptacja

infrastruktury elektroenergetycznej

Omawiany blok tematyczny podzielony został na trzy grupy, tj.:• Grupa 1: Społeczna akceptacja wpływu

pól elektromagnetycznych 50/60 Hz i ry-zyka z nim związane.

• Grupa 2: Studia przypadku.• Grupa 3: Pozostałe czynniki wpływa-

jące na pozyskanie społecznej akcep-tacji.

Anna Stankowska PBE Elbud Warszawa Sp. z o.o

Wpływ systemu elektroenergetycznego na środowisko – Komitet Studiów C3

System Environmental Performance – Study Committee C3



Społeczna akceptacja wpływu pól elektromagnetycznych 50/60 Hz

i ryzyka z nim związane

W pierwszej grupie tematycznej przed-stawione zostały 4 referaty (C3-101, C3-103, C3-110, C3-113) dotyczące potencjal-nego lub istniejącego wpływu infrastruktury elektroenergetycznej na ludność zamiesz-kującą w jej otoczeniu.

W referacie C3-101 przedstawiono me-todologię przeprowadzenia testów spala-nia oleju mineralnego przeznaczonego do celów przemysłowych, w wyniku których wydziela się polichlorowany bifenyl (PCB). Testy te przeprowadzono w celu oszaco-wania potencjalnego ryzyka skażenia śro-dowiska, pracowników oraz ludzi znajdu-jących się w pyle ognia pochodzącego od płonącego transformatora zawierającego wspomniany olej przemysłowy [1].

Celem referatu C3-103 było zaprezen-towanie bazy danych zbudowanej przez Narodowego Regulatora (Nacional Ente Regulador de la Eletricidad – ENRE, Ar-gentyna), zawierającej informacje o polu elektrycznym i magnetycznym 50 Hz po-chodzącym od stacji elektroenergetycz-nych oraz linii napowietrznych wysokich napięć. Baza ta, zawierająca informacje dostarczone przez prywatne instytuty pla-nowania środowiskowego oraz ENRE, za-projektowana została jako narzędzie do za-rządzania oceną i kontrolą dotrzymywania ustalonych standardów emisji substancji (tj. pól elektromagnetycznych) do środowi-ska oraz jako instrument do celów komuni-kacji ze społeczeństwem [2].

W artykule C3-110 przedstawio-no natomiast wyniki pomiarów natę-żeń pól magnetycznych pochodzących

od stacji i linii elektro-energetycznych zloka-lizowanych w obszarze zabudowy mieszkanio-wej. Pomiary te zostały wykonane dla próby kon-trolnej (tj. wybranych linii i stacji elektroenergetycz-nych), w której wartości natężeń pól odpowiadały międzynarodowym regu-lacjom [3]. Do przeliczeń zmierzonych wartości na najbardziej nieko-rzystne warunki pracy linii i stacji elektroenerge-tycznych zastosowano obowiązujące modele przeliczeniowe. Po-zwoliło to na ocenę ekspozycji ludzi w polu magnetycznym pochodzącym zarówno od linii przesyłowych, jak również stacji dys-trybucyjnych (rys 2).

W artykule C3-113 opisane zostało tło, struktura oraz filozofia utworzonego w Japo-nii w 2008 r. centrum informacji (Japan EMF Information Centre - JEIC). Centrum to po-wstało w celu minimalizacji ryzyka pojawie-nia się luki informacyjnej wśród właścicieli nieruchomości w zakresie specjalistycznej wiedzy na temat pola elektromagnetyczne-go i jego wpływu na życie i zdrowie ludzi. Rzetelność przekazywanych informacji jest bowiem kluczowym czynnikiem wpływają-cym na minimalizację pojawienia się ryzyka „komunikacyjnego” [4].

Studia przypadku

W artykułach C3-102, C3-104, C3-106, C3-107, C3-108, C3-109 i C3-114 przedsta-wiono przypadki dotyczące prowadzonych

kampanii informacyjnych, komunikacyjnych, techniki zaangażowania społeczeństwa oraz negocjacji, umożliwiających pozyska-nie społecznej akceptacji dla planowanych i realizowanych inwestycji elektroenerge-tycznych. Doświadczenia te pochodzą ze Słowenii, Nowej Zelandii, Belgii, Irlandii, Portugalii, Holandii i Japonii.

W artykule C3-102 opisane zostały wymagania, jakim powinny odpowiadać debaty publiczne dotyczące ustalenia loka-lizacji linii napowietrznych, na przykładzie doświadczeń słoweńskich. Jest to bowiem krytyczna faza w całym procesie inwesty-cyjnym. Stwierdza się przy tym, iż ignoro-wanie społeczeństwa i nieangażowanie go w proces planowanego do realizacji przedsięwzięcia elektroenergetycznego nie przynosi żadnych pozytywnych rezulta-tów [5]. Lokalizacja inwestycji oraz proces pozyskiwania akceptacji społecznej jest bowiem kluczowym czynnikiem wpływają-cym na cały proces inwestycyjny.

W artykule C3-104 przedstawiono za-rys ewolucji postawy władz rządzących w Nowej Zelandii w zakresie eksploatacji i rozwoju sieci przesyłowej, począwszy od historycznego braku społecznego zaufa-nia oraz słabo egzekwowanych istnieją-cych regulacji prawnych, aż do osiągnię-cia ustawowych mechanizmów ochrony społeczeństwa i środowiska. Ewolucja ta dokonana została dzięki m. in. powsta-niu zbioru uregulowań prawnych oraz niestandardowych podejść do zarządza-nia korytarzami przesyłowymi (rys. 3).

Rys. 1. Program do obserwacji i pomiarów pola elektromagnetycznego - przykładowy widok [2]

War

tośc

i nat

ężen

ia

pola

mag

nety

czne

go [µ

T]

Nazwa stacji elektroenergetycznej

Rys. 2. Zmierzone wartości natężenia pola magnetycznego

przy ogrodzeniach stacji elektroenergetycznych [3]

44. SESJA


Powstałe uregulowania prawne umożliwiły również planowanie długookresowej stra-tegii rozwoju elektroenergetycznej sieci przesyłowej zgodnie z wymaganiami go-spodarki przestrzennej [6].

W artykule C3-106 przedstawiono rolę społeczeństwa w procesie planowania rozwoju elektroenergetycznej sieci prze-syłowej w Belgii, zwłaszcza w procedurze lokalizacyjnej. Opisane zostały główne fazy procesu oraz cel każdej z nich. Zapre-zentowano również przykład pozytywnie przeprowadzonej debaty publicznej, która umożliwiła uzyskanie społecznej akcepta-cji dla proponowanych lokalizacji linii prze-syłowych [7].

Czteroletnie doświadczenia z Irlandii w zakresie prowadzenia konsultacji spo-łecznych dotyczących projektów budowy linii przesyłowych 110 oraz 400 kV zapre-zentowane zostały w artykule C3-107. Opi-sano główne elementy dotyczące uczest-nictwa społeczeństwa zamieszkującego w otoczeniu planowanej trasy napowietrz-nej linii przesyłowej, jak również propozy-cje przebiegu konsultacji. Przedstawiono ponadto „Projekt Rozwoju i Mapę Kon-sultacji” oraz główne kroki postępowania w ramach prowadzonych konsultacji spo-łecznych wraz z ich rezultatami [8].

W artykule C3-108 przedstawiono do-świadczenie portugalskiego operatora - Na-cional Eléctrica Rede (REN) - z konsultacji społecznych odbywających się w latach 2007 - 2008, w ramach przeprowadzonej Strategicznej Oceny Oddziaływania na Śro-

dowisko (tj. SEA, zgodnie z wymogami dyrektywy UE) mającej na celu określenie wpływ na środowisko trzyletniego "Planu Rozwoju Sieci Przesyłowej". Szczególnie skupiono się na procesie angażowania wła-ścicieli, których nieruchomości zlokalizowa-ne były w otoczeniu planowanej inwestycji, sposobu komunikacji oraz prowadzenia dialogu umożliwiającego uzyskanie opinii i poglądów na temat wspomnianego planu. Przedstawiono ponadto sukcesy oraz prze-szkody, które wystąpiły w czasie prowadzo-nych konsultacji społecznych [9].

W artykule C3-109 przedstawiono ogólne informacje dotyczące uwarunko-wań oraz możliwości wkomponowania stacji elektroenergetycznych w otaczające środowisko. Zaprezentowano kilka aspek-tów związanych z procesem projektowania stacji oraz podano przykłady wynikające z doświadczeń holenderskich [10].

W artykule C3-114 przedstawiono wy-niki badania ankietowego przeprowadzo-nego w Japonii, którego celem była analiza bieżących poglądów, poziomu wiedzy i ak-ceptacji przez społeczeństwo niskoemisyj-nej technologii produkcji energii (np. odna-wialne źródła energii RS, energia jądrowa

itp.), wprowadzanych w celu zapobiegania zmianom klimatu. W ankiecie przeprowa-dzonej on-line między 12-16 marca 2010 r. wzięło udział 7785 respondentów. W wy-niku przeprowadzonej analizy stwierdzo-no [11]: • większąakceptacjęspołecznądlanisko-

emisyjnych technologii produkcji energii pochodzącej z odnawialnych źródeł (RE) niż w przypadku tradycyjnych technolo-gii, tj. energetyka konwencjonalna – pali-wo kopalniane (rys. 4);

• dużą akceptacje społeczeństwa szcze-gólnie dla źródeł geotermalnych, po-dobnie jak dla energetyki wiatrowej;

• respondenci oczekują jasnych i zro-zumiałych informacji o występowa-niu potencjalnego ryzyka związanego z technologiami produkcji energii oraz o sposobach zarządzania tym ryzykiem (rys. 5). Ponadto respondenci stwierdzili zgod-

nie, iż przed zastosowaniem niskoemisyj-nych technologii produkcji energii niezbęd-ne jest przeprowadzenie debaty publicznej z udziałem społeczeństwa.

Przykładowe wyniki badania ankieto-wego zaprezentowano na rysunkach 4 i 5.

Rys. 3. Przykład korytarza przesyłowego.

Źródło: materiały wewnętrzne Komitetu

Studiów S.C. 03, Paryż 2012 r.

Niskie ryzyko dla zmian klimatycznych

Brak ryzyka dla zmian klimatycznych

Wysokie ryzyko dla zmian klimatycznych

paliwo kopalnianeenergetyka jądroweogniwa fotowoltaiczneenergetyka wiatrowaźródła geotermalneenergetyka wodnabiomasa

1,8

1,4

1

0,6

0,2

-0,2

-0,6

Rys. 4. Relacja między postrzeganiem ryzyka zmiany strefy klimatycznej a nastawieniem

społeczeństwa do poszczególnych technologii produkcji energii [11]

Rys. 5. Relacja między poziomem wiedzy a nastawieniem społeczeństwa

do poszczególnych technologii produkcji energii [11]

paliwo kopalniane

energetyka jądrowe

ogniwa fotowoltaiczne

energetyka wiatrowa

źródła geotermalne

energetyka wodna

biomasa

nic nie wiem na ten tematcoś słyszałem na ten tematznam to zagadnienieznam dobrze to zagadnienie

N=7785

0 20 40 60 80 100%



Czynniki wpływające na pozyskanie

akceptacji społecznej

W trzeciej części omawianego bloku tematycznego przedstawiono rozwiąza-nia umożliwiające zwiększenie akceptacji społecznej dla projektów elektroenerge-tycznych.

W referacie C3-105 przedstawiono australijski program, pod nazwą Power-link Queensland Green Works, stworzo-ny w celu zwiększenia poparcia spo-łecznego dla realizacji danego projektu inwestycyjnego. Program ten zakłada poprawę wskaźników środowiskowych (m.in. zastosowanie odpowiednich roz-wiązań technicznych zmniejszających oddziaływanie inwestycji na środowisko, lepsze wkomponowanie infrastruktury elektroenergetycznej w otaczające śro-dowisko), jak również wypromowanie inicjatyw umożliwiających włączenie społeczeństwa oraz właścicieli nieru-chomości w proces decyzyjny. W publi-kacji opisano sposób identyfikacji i oce-ny projektów elektroenergetycznych umożliwiający pozyskanie poparcia wła-ścicieli nieruchomości, jak również ak-tywnego zaangażowania ich w proces inwestycyjny, co w konsekwencji umoż-liwi sprawną realizację projektów. Pro-gram ten określa również m. in. sposoby prowadzenia konsultacji z partnerami projektu i właścicielami nieruchomości (tj. właściciele ziemscy na obszarze, na którym planuje się lokalizację inwesty-cji), pod kątem uzgadniania aspektów technicznych i lokalizacyjnych planowa-nej inwestycji [12].

W referacie C3-111 przedstawiono wyniki badań przeprowadzonych przez Federal University of Pernambuco (UFPE) w Brazylii, których celem było przekaza-nie wiarygodnych informacji o korzy-ściach, jakie niesie ze sobą budowa elek-trowni wodnych oraz ich wpływie na ota-czające środowisko. Badania te pozwoliły na przekazanie społeczeństwu rzetelnych informacji oraz przeprowadzenie wywa-żonej dyskusji na temat konieczności produkcji energii w ilości zapewniającej rozwój kraju [13].

W artykule C3-112 opisano proces se-lekcji wskaźników środowiskowych (IGS) wpływających na poprawę komunikacji z właścicielami nieruchomości oraz ich zaangażowanie w procedurę lokalizacyjną inwestycji. Ukazano również, w jaki spo-sób wspomniane wskaźniki mogą pomóc przedsiębiorstwu elektroenergetycznemu angażować właścicieli nieruchomości we wspomnianą procedurę oraz reagować na ich różnego rodzaju wymagania i oczeki-wania [14].

Jak „zielone” są przyszłościowe systemy

elektroenergetyczne

Patrząc przez pryzmat bieżących oraz przyszłych wyzwań dotyczących konieczności przyłączenia dużej ilości odnawialnych źródeł energii do systemu elektroenergetycznego, oczywiste jest, że istniejące systemy przesyłowe i dys-trybucyjne muszą zostać dostosowane pod względem wielkości, struktury oraz zasad pracy. Powstanie nowoczesnych i elastycznych systemów elektroenerge-tycznych umożliwi bowiem podłączenie nowych producentów i odbiorców do sie-ci, nawet na poziomie gospodarstw do-mowych.

W drugim bloku tematycznym omó-wione zostały metodologie umożliwiające przeprowadzenie oceny oddziaływania na środowisko oraz osiągnięcia w zakresie in-nowacyjnych struktur sieci elektroenerge-tycznej wraz z nowymi koncepcjami z za-kresu szacowania cyklu życia (LCA), kosz-tu cyklu życia (LCC) oraz wielokryterialnej analizy (MCA). Zaprezentowane zostały nowe doświadczenia z zakresu jakościo-wej oceny, ilościowego szacowania oraz benchmarki. Zagadnienia te zaprezento-wano w dziesięciu referatach podzielonych na 3 grupy tematyczne:• Grupa 1: LCA, LCC oraz MCA analiza/

badania o systemie elektroenergetycz-nym.

• Grupa 2: Badania z zakresu ochrony środowiska oraz jego komponentów.

• Grupa 3: Nowe struktury sieci i narzę-dzia zarządzania, prowadzenie analiz.


[1] C3-101. Lessard M., Castonguay J., Laro-

se B., Boyd J., Fortin S., Plante M., Impact

of a Fire in Electrical Equipment Containing

Insulating Oil Contaminated with Polychlo-

rinated Biphenyls.

[2] C3-103. Arnera P., Barbieri B., Wall C.,

Mayer G., Postiglioni O., Turco J., Expe-

rience in information management and

control of electric and magnetic fields of

electrical companies.

[3] C3-110. Ellithy K., Al-Jomaili A., Alshafai

A., Human Exposure to Magnetic Fields in

Substations and Power Lines Located in

Qatar.

[4] C3-113. Yomori H., Ohkubo C., The role

of the third party in EMF risk communica-

tion – Activities of Japan EMF Information

Centre.

[5] C3-102. Jamsek S., Brecevic D., Marinsek

M., Kregar A., Public Involvement in Power

Line Siting Process – a Case Study of Slo-

venia.

[6] C3-104. Ririnui A., Horrox C., Evolution of

Regulatory Frameworks for Transmission

Corridors – Lessons from New Zealand.

[7] C3-106. Du Four V., Mentens J., The im-

pact of public consultation and participa-

tion on the authorization of a new 380kV

line in Belgium.

[8] C3-107. Corcoran A., Public Acceptance

of Electric Power System Infrastructure.

[9] C3-108. Fernandes P., Peralta J., Rita Si-

lva M., Engaging with stakeholders: adding

value the energy system.

[10] C3-109. Sanders H., Added value of in-

tegrated substations in improving social

acceptance of power system infrastruc-

ture.

[11] C3-114. Kubota H., Baba K., Hondo H.,

Relative comparison of the public’s evalu-

ation and social acceptability to low carbon

power technologies in Japan.

[12] C3-105. Martin S., Palmer M., Maguire N.,

A model for assessing community driven

environmental projects.

[13] C3-111. Furtado R.C., Furtado F., Buarque

S., Increasing Public Acceptance of Power

Developments.

[14] C3-112. Garcia K., Pires S., Matos D., Paz

L., Development of Corporate Environ-

mental Indicators to improve stakeholder

communication and engagement.

CIGRE

44. SESJA


Obszar działań Komitetu C4 obejmuje metody i narzędzia analiz pracy systemu elektroenergetycznego, ze szczególnym uwzględnieniem warunków dynamicznych i przejściowych oraz interakcji zacho-dzących w obrębie systemu elektroener-getycznego. Przedmiotowe zjawiska są związane ze współpracą podsystemów i urządzeń, a także oddziaływaniami ze-wnętrznymi, będącymi przyczynami nara-żeń zaburzających pracę systemu elektro-energetycznego. Szczegółowe zagadnie-nia wynikające z projektowania i produkcji elementów systemu oraz urządzeń nie są przedmiotem zainteresowań Komitetu C4. Również do tego obszaru nie należą szczegóły rozwiązań w zakresie planowa-nia, obsługi i sterowania, z wyjątkiem tych przypadków, w których zachowanie ele-mentów/urządzeń/podsystemów zależy od pracy systemu elektroenergetycznego lub znacząco oddziałuje na parametry syste-mu elektroenergetycznego.

Tematyka zakresu działań Komitetu C4 dotyczy w szczególności: jakości energii elektrycznej, kompatybilności i zakłóceń elektromagnetycznych (EMC/EMI), koordy-nacji izolacji, wyładowań atmosferycznych, zaawansowanych narzędzi analizy pracy systemu elektromagnetycznego, modelo-wania i analizy własności dynamicznych systemu elektroenergetycznego. Tematy te odnoszą się również do nowego trendu rozwoju struktur systemu, tj. do technologii Smart Grid, ze szczególnym podkreśle-niem zagadnień jakości energii elektrycznej

i zaawansowanych narzędzi analiz stanów nieustalonych i dynamicznych w oddziały-waniu na system elektroenergetyczny.

Z powyżej wymienionymi obszarami moż-na powiązać następujące zagadnienia [1]:• jakość energii elektrycznej: badania

i analizy porównawcze jakości ener-gii elektrycznej; poziomy i wskaźniki kompatybilności; pomiary i monitoring; związki pomiędzy wyładowaniami at-mosferycznymi i spadkami napięć; emi-syjność instalacji odbiorczych (np. ukła-dów HVDC, SVC, pieców łukowych); odporność instalacji na zakłócenia;

• kompatybilność elektromagnetyczna (EMC): wrażliwość elektromagnetyczna; EMC w sąsiedztwie systemu elektro-energetycznego; wymagania i rozwią-zania dla stacji wysokich napięć oraz elektrowni;

• koordynacja izolacji: stosowane prak-tyki; układy ultrawysokiego napięcia (UHV); układy przesyłowe prądu stałego (HVDC); oddziaływania pomiędzy trans-formatorami a systemem, w szczególno-ści w zakresie badań zjawisk występu-jących przy załączaniu nieobciążonych transformatorów; rezonans i ferrorezo-nans; oddziaływania pomiędzy długimi liniami kablowymi a systemem; wpływ warunków i charakterystyk sieciowych na działanie wyłączników, w tym napięć powrotnych; wpływ zanieczyszczeń izo-lacji na właściwości sieciowe;

• wyładowania atmosferyczne: dane staty-styczne; praca linii przesyłowych i dystry-

bucyjnych podczas wyładowań przy za-stosowaniu odgromników; zabezpieczenia linii; zabezpieczenia farm wiatrowych; wy-korzystanie danych z systemów lokalizacji wyładowań;

• zaawansowane narzędzia do analizy właściwości systemu elektroenerge-tycznego: numeryczna analiza pola elektromagnetycznego przy badaniu propagacji fal; techniki numeryczne analiz od stanów ustalonych do stanów szybkozmiennych; modelowanie nie-symetrycznych warunków pracy syste-mów elektroenergetycznych;

• dynamiczne modele pracy systemów elektroenergetycznych i ich analiza: ocena bilansów mocy; wpływ prze-kształtników mocy i urządzeń HVDC na bezpieczeństwo systemu i wydajność sieci zmiennoprądowej; metody mode-lowania i agregacji obciążenia w sie-ciach; zagadnienia związane z zastoso-waniem długich kabli HVAC; dynamicz-ne interakcje pomiędzy urządzeniami wytwórczymi i przesyłowymi.

Problematyka Komitetu Studiów C4

podczas sesji CIGRE 2012

Na sesję CIGRE 2012 zaproponowano trzy wiodące tematy [2].• Modelowanie i praktyczne doświad-

czenia oddziaływań pomiędzy nowy-mi źródłami/technologiami przesyłu

Maksymilian Przygrodzki PSE Innowacje Sp. z o.o.

Zagadnienia techniczne systemu elektroenergetycznego – Komitet Studiów C4

System Technical Performance – Study Committee C4



i powiązanymi urządzeniami energo-elektronicznymi w obszarze przesyłu i dystrybucji, w tym zagadnienia:– właściwości sieci w stanach dyna-

micznych i przejściowych;– jakości energii i kompatybilności elek-

tromagnetycznej odniesione do ma-sowo użytkowanych urządzeń elek-tronicznych i zjawisk zewnętrznych.

• Zaawansowane narzędzia i techniki analizy własności systemu elektroener-getycznego ze szczególnym uwzględ-nieniem metod stochastycznych, w tym zagadnienia:– uwzględniania i oceny ryzyka w ana-

lizach za pomocą narzędzi probabi-listycznych, w świetle wzrastającej złożoności przyszłych struktur sieci;

– zaawansowanych metod numerycz-nych ze szczególnym uwzględnie-niem niesymetrii badanego układu.

• Zabezpieczenia przed przepięciami i koordynacja izolacji w odniesieniu do nowych źródeł i technologii przesyło-wych, w tym zagadnienia:– źródeł wiatrowych;– systemów UHV;– systemów HVDC;– nowych modeli do modelowania i ob-

liczania skutków wyładowań atmos-ferycznych w liniach przesyłowych.

W ramach wymienionych powyżej te-matów zaakceptowano i opublikowano 29 referatów. Spomiędzy tej liczby re-feratów, 15 publikacji dotyczyło tematu pierwszego, 8 publikacji tematu drugiego, a 6 publikacji trzeciego. Całość tych pu-blikacji obejmuje badania i zgromadzone doświadczenie w bardzo szerokim obsza-rze tematycznym, co jest pewną cechą charakterystyczną zagadnień poruszanych przez Komitet Studiów C4. Niemniej jednak można wyróżnić pewne grupy zagadnień, wokół których skupiają się prezentowane referaty. Poniżej przedstawiono skrótowo tematy publikacji w ramach wyróżnionych tematów wiodących.

W ramach tematu związanego z mode-lowaniem i praktyką w obszarze przyłącza-nia nowych technologii wytwarzania/przesy-łu w istniejących strukturach systemu elek-troenergetycznego przedstawiono doświad-czenia w następujących zagadnieniach:

• monitorowanie, modelowanie i analiza jakości energii elektrycznej w struktu-rach Smart Grid, liniach WN, układach przekształtnikowych, liniach kablowych, systemach mieszanych AC/DC;

• badania stanów dynamicznych i przej-ściowych w sieciach w związku z przy-łączaniem i pracą farm wiatrowych lą-dowych, morskich oraz systemów prze-syłowych HVDC;

• analiza oscylacji i ich tłumienie w sieci współpracującej z elektrownią atomową;

• analizy stabilności kątowej w układach promieniowych, sterowanie i udział farm wiatrowych w regulacji częstotliwości, mo-dele symulacyjne i studium przypadków;

• wpływ generacji rozproszonej na sieć – układy o dużym udziale źródeł hybrydo-wych (źródła wiatrowe i fotowoltaiczne), analizy bilansowe, modelowanie zacho-wania się systemu;

• pomiary, ocena i modele numeryczne badające zjawiska interferencji elektro-magnetycznych w systemach przesyło-wych powiązanych z układami HVDC;

• przepięcia łączeniowe w liniach nie-skompensowanych, modele oceny na-pięć powrotnych w wyłącznikach.W temacie dotyczącym narzędzi i tech-

nik analizy własności systemu elektro-energetycznego z uwzględnieniem metod stochastycznych zostały przedstawione badania z następującego zakresu:• modelowanie i analiza lokalizacji zwarć

w układach sieć – transformator, symu-lacja stanów pracy, wykorzystanie syn-chrofazorów do lokalizacji zwarć w sys-temach sieciowych;

• efektywność układów Smart Grid w za-kresie poprawy jakości energii elek-trycznej;

• probabilistyczna ocena wymagań re-zerwy wirującej w układach ze źródła-mi odnawialnymi, kryteria oszacowania wymogów rezerwy;

• wymagania dla jednostek wytwórczych z uwagi na sterowanie i kontrolę czę-stotliwości w systemach z dużą liczbą źródeł fotowoltaicznych;

• ocena probabilistyczna niezawodności w sieciach dystrybucyjnych przy wyko-rzystaniu zdalnej automatyki łączenio-wej i zabezpieczeń;

• ocena funkcji ryzyka wystąpienia zagro-żeń pracy systemu elektroenergetycz-nego.Zagadnienia przedstawione w temacie

dotyczącym zabezpieczenia przed wyłado-waniami i koordynacji izolacji w odniesieniu do nowych technologii wytwarzania i przesy-łu energii elektrycznej można streścić w na-stępujących prezentowanych problemach:• analiza wyładowań piorunowych w li-

niach wysokich napięć, modelowanie i ocena przepięć; dobór aparatury i za-bezpieczeń;

• studium zabezpieczeń przed wyładowa-niami atmosferycznymi turbin i urządzeń siłowni wiatrowych, mapowanie ryzyka, ocena efektywności zarządzania ryzykiem;

• modelowanie i symulacja zjawisk przej-ściowych elektromagnetycznych wy-wołanych wyładowaniami piorunowymi w stacjach 400 i 1000 kV;

• wymagania i ocena zagrożeń wynika-jących z wyładowań atmosferycznych w liniach (500 kV), metody i narzędzia symulacji, bazy danych i statystyki.Z uwagi na szeroki zakres tematyczny

referatów prezentowanych na konferen-cji CIGRE w Paryżu w 2012 roku poniżej odniesiono się do wybranych tematów, w szczególności uwzględniając bieżące w warunkach krajowych zagadnienia wio-dące. Pełną listę publikacji objętych te-matyką Komitetu C4 i prezentowanych na sesji w 2012 roku w Paryżu podano w lite-raturze niniejszego artykułu.

Oddziaływania wynikające z technologii rozproszonych

Wśród nowych wyzwań, które są sta-wiane przed systemem elektroenergetycz-nym znajdują się zagadnienia związane z integracją nowych technologii wytwór-czych z systemem elektroenergetycznym. Tradycyjnie wytwarzanie energii elektrycz-nej następuje w dużych źródłach, przyłą-czonych do sieci przesyłowej i podlega koordynacji operatorów systemu. W tym obszarze podstawowymi technologiami wytwórczymi są elektrownie konwencjonal-ne i wodne. Dla tych układów opracowano już wiele modeli matematycznych, w tym

44. SESJA


modele generatorów, układów wzbudze-nia, regulatorów napięcia, stabilizatorów systemowych czy też regulatorów prędko-ści obrotowej. Również w tym przypadku wykorzystywane systemy SCADA lub inne systemy monitorowania dostarczają odpo-wiednich danych dla tych układów.

Z uwagi na kwestie środowiskowe, w tym wyczerpywanie się zasobów kopalnych jak i ograniczenia emisji, wzrasta zapotrzebo-wanie na wykorzystanie energii odnawialnej. Tego typu technologie są stosowane czę-sto w źródłach małej mocy przyłączanych do sieci dystrybucyjnej, bądź w większych skupiskach do sieci przesyłowej. Funkcjo-nowanie tych układów często nie jest bezpo-średnio poddawane koordynacji operatorów sieciowych czy to w wymiarze operacyjnym, czy też w wymiarze planistycznym.

Modelowanie obciążeń sieci ze źródłami rozproszonymi

W publikacji [16] przedstawiono po-średnie wyniki badań prowadzonych we fragmentach systemu brazylijskiego, a służących estymacji obciążeń sieci dys-trybucyjnej. W szczególności celem tych badań jest uzyskanie i weryfikacja modeli znajdujących zastosowanie w badaniach dynamiki systemu oraz ich ocena na tle dotychczas stosowanych uproszczonych modeli obciążeń o stałych impedancjach. W ramach prowadzonych prac zbudowano model oparty na pomiarach obciążeń wy-konanych w stanach normalnych i zakłóce-niowych. Głównym elementem modelu jest dobór typowych danych reprezentujących wejścia-wyjścia systemu, tj. mocy czyn-nych i biernych (wielkości wyjściowe) oraz napięć (wielkości wejściowe) w stanach ustalonych i zakłóceniowych (zwarcia, za-kłócenia atmosferyczne, itd.) dotyczących

sieci dystrybucyjnej. Następnym krokiem w budowie modelu jest oszacowanie zbioru parametrów dla funkcji przejścia, która naj-lepiej dopasuje zgromadzone dane. Nie jest wymagany wybór modelu matematycznego dla tej funkcji, a raczej struktury możliwie najprostszej z minimalną liczbą parame-trów, która dopasuje dane pomiarowe do rzeczywistych zachowań układu.

W tym celu wykonano rejestrację za pomocą urządzeń typu IED (Intelligent Electronic Devices) przebiegów napięć i prądów w sieci 69 kV. Na rysunku 1 przedstawiono proces obróbki sygnałów mierzonych. Podano wyniki tylko dla jedne-go cyklu, ale algorytm funkcjonuje w całym zakresie przebiegów na zasadzie przesuw-nego okna pomiarowo-analitycznego.

Na rysunku 2 przedstawiono wyniki ilu-strujące opracowaną metodykę. Zbadano przypadek zakłócenia spowodowanego przez wyładowanie atmosferyczne, które miało miejsce w sieci przesyłowej w pobli-żu transformatora 230/69 kV/kV. W wyniku zakłócenia nastąpił spadek napięcia do wartości 0,6 p.u. wartości znamionowej. Ciekawostką odnotowaną na rysunkach 2a i 2b jest to, że po wyłączeniu zwarcia na-stępuje oscylacja mocy pomiędzy źródłem

rozproszonym a maszynami synchronicz-nymi w systemie elektroenergetycznym. Zachowanie to jest całkowicie odmienne w układach sieci dystrybucyjnej bez źródeł rozproszonych. Na rysunku 2 zastosowa-no indeksy: „meas” dla wielkości pomiaro-wych, „arx” dla wielkości estymowanych w opracowanym modelu, „zip” dla wiel-kości uzyskanych w tradycyjnym modelu o stałych parametrach.

W tabeli 1 krótko scharakteryzowa-no tradycyjny system elektroenergetyczny oraz system z dużą liczbą źródeł rozproszo-nych. W tradycyjnym systemie dystrybucyj-nym można stosować modele uniwersalne. W przypadku systemu ze źródłami rozproszo-nymi zakres zastosowań modeli jest znacznie węższy, co oznacza, że należy uwzględnić modele stosowne do badanych sytuacji.

Zarządzanie wpływem źródeł wiatrowych na właściwości

dynamiczne sieci w procesie planowania

W referacie [11] przedstawiono i prze-dyskutowano różne podejścia do zarządza-nia wpływem źródeł wiatrowych na stabil-ność pracy sieci przesyłowej już na etapie

Tabela 1

Charakterystyka porównawcza systemu dystrybucyjnego (wg [16])

Wielkość Tradycyjny system dystrybucyjnySystem dystrybucyjny

ze źródłami rozproszonymi

Moc czynna

przepływy jednokierunkowe przepływy mogą być dwukierunkowe

spadek i odbudowa napięcia podczas zapadów następują wykładniczo

lub z małymi oscylacjami

spadek i odbudowa napięcia podczas zapadów występuje z dużymi oscylacjami

Moc bierna

przepływy mogą być dwukierunkowe przepływy mogą być dwukierunkowe





Rys. 1. Procedura transformacji danych [16]

Va (t), Vb (t), Vc (t) │Va││Va, │Vb││Vb, │Vc││Vc│ │ │ │V1││V1│

Ia (t), Ib (t), Ic (t) │Ia││Ia, │Ib││Ib, │Ic││Ic│ │ │ │I1││I1│

│P1│ x │V1│

│Q1│ x │V1│

DFT

DFT

P1 + jQ1 = 3V1I1*

13 │

13 │

1┌

└

┌

└

1 111

aa2

a2

a

1┌

└

┌

└

1 111

aa2

a2

a

Rys. 2. Wyniki estymacji parametrów: a) mocy czynnej Parx oraz b) mocy biernej Qarx [16]

Op = [1.9015 -0.9032 7.8390 -15.5052] Fobj (Op): 6.41e-002

7.803 σ2 + 22.45 σ + 100

s2 + 4.072 s + 100Hp (s) =

PmeasParxPzip

time (s)0 0,3 0,6

Act

ive

Pow

er (M

W)

20

10

0

-10

Oq = [1.9783 -0.9783 15.2037 -30.2014] Fobj (Oq): 1.72e-002

QmeasQarxQzip

time (s)0 0,3 0,6

Rea

ctiv

e P

ower

(MVa

r)

30

15

0

-15

-30

a) b)



planowania. Skoncentrowano się na dwóch szczególnych elementach perspektywy pla-nistycznej, tj. zagadnieniach zarządzania wpływem źródeł wiatrowych na tłumienie oscylacji elektromechanicznych i na możli-wych kwestiach zjawisk oddziaływań pod-synchronicznych pomiędzy źródłami wiatro-wymi a skompensowaną siecią zamkniętą. Zagadnienia te zostały przedstawione na tle warunków funkcjonowania fińskiego syste-mu elektroenergetycznego.

Zdolność przesyłowa fińskiej sieci jest ograniczona ze względów stabilnościo-wych z uwagi na wymianę mocy w syste-mie skandynawskim. Żeby poprawić wa-runki stabilnej pracy sieci przesyłowej m.in. wprowadzono kompensację linii przesy-łowych łączących południową i północną część Finlandii, jak również linii łączących Finlandię i Szwecję (rys. 3).

Rozważając dynamiczne właściwości fińskiego systemu elektroenergetycznego najbardziej obiecującymi obszarami z wy-twórczymi źródłami wiatrowymi są tereny zlokalizowane w kluczowych miejscach sys-temu. Obszary te są nie tylko w elektrycz-nym centrum dróg przesyłowych pomiędzy południową Finlandią a południową Skan-dynawią, ale również dokładnie w centrum fińskiego systemu przesyłowego o stopniu kompensacji do 75%. Z powodu właściwo-ści dotychczas stosowanych charakterystyk napięciowych układów sterujących, lokaliza-cje te mogą mieć znaczący wpływ na zjawi-ska stabilnościowe w sieci przesyłowej, jak również na stabilność napięciową i tłumienie

oscylacji elektromechanicznych. Także z po-wodu późniejszych możliwych zjawisk od-działywań podsynchronicznych, które mogą zagrozić spójności pracy źródeł wiatrowych i elementów systemu przesyłowego, należy uwzględnić te kwestie już na wczesnym eta-pie procesu przyłączeniowego.

Wymagania przyłączeniowe opraco-wywane przez operatorów sieciowych są zasadniczym elementem zarządzania wpły-wem źródeł na właściwości dynamiczne systemu oraz w ogólności na niezawodność i bezpieczeństwo systemu elektroenerge-tycznego w perspektywie krótko- i długo-okresowej. W związku z tym podkreślić należy te zagadnienia, które będą wynikały z technicznych właściwości źródeł wiatro-wych i będą wpływały na dynamikę syste-mu, tak jak wymuszenie pracy i odbudowa napięcia po zakłóceniach, np. funkcja FTR (Fault Ride Through) oraz dostarczanie prą-du biernego w stanach przejściowych.

W publikacji [11] przedstawiono modele źródeł wiatrowych opracowane dla celów badawczych i zaimplementowane w pro-gramie symulacyjnym PSCAD EMT. Mo-dele te zastosowano w analizach według różnych scenariuszy integracji z systemem elektroenergetycznym źródeł wiatro-wych. Uzyskane wyniki jasno wskazują, że w przypadku silnie uwarunkowanych stabil-nościowo systemów ze względnie wysokim poziomem integracji źródeł wiatrowych, wpływ na tłumienie oscylacji elektrome-chanicznych jest znaczący. Z perspektywy fińskiego systemu elektroenergetycznego,

w którym praca źródeł wiatrowych odbywa się w ramach zamkniętej, skompensowanej sieci przesyłowej powstaje ryzyko wystąpie-nia oddziaływań podsynchronicznych. Zja-wisko to rozważane z uwagi na integralność elementów sieci w takim układzie wiąże się z występowaniem szeregu częstotliwości rezonansowych zależnych od warunków operacyjnych jak również od współpracu-jących równolegle nieskompensowanych sieci niższych napięć. Analizę wpływu na poziom tego zjawiska podstawowych para-metrów sieci przesyłowej wstępnie przepro-wadzono na uproszonym modelu systemu (rys. 4). W badaniach uwzględniono wpływ przykładowych parametrów: moc połą-czonych ekwiwalentów systemów, stopień kompensacji oraz punkt pracy generatora.

Jak wynika z rysunku 4, udział poziomu mocy zwarciowej nieskompensowanej pod-sieci sieci przesyłowej znacząco zwiększa tłumienie oscylacji podsynchronicznych. Oznacza to, że na etapie perspektywy plani-stycznej należy uwzględniać uwarunkowa-nie miejsca przyłączenia, co będzie wpły-wało na przyszłą pracę źródła i jego oddzia-ływanie na system elektroenergetyczny.

Studium oddziaływań generacji rozproszonej

Rozważając wysoki udział generacji roz-proszonej w pracy systemu elektroenerge-tycznego warto podjąć badania w kierunku kwestii związanych z lokalnymi problemami napięciowymi, które mogą wpłynąć na sta-bilność systemu. Takie badania studyjne przedstawiono w publikacji [17]. Zostały one zainicjowane oceną przyszłych struk-tur urządzeń pracujących w japońskim

Rys. 3. Różne sposoby poprawy zdolności przesyłowej fińskiej

sieci przesyłowej (po lewej) i lokalizacja obszarów wytwórczych

źródeł wiatrowych (po prawej) [11]

Rys. 4. Analizowany model systemu (po lewej)

i przykładowe wyniki (po prawej) [11]

½ x ZAC,line(ω)

½ x ZAC,line(ω)

ZAC,par1(ω)

ZAC,par2(ω)

XSC(ω)

DFIG aggregated for 200 MVA

20/110kV 110/400kV 400/110kV

20kV

Strength of parallel 110 kV network [MVA]

Dam

ping

(log

dec

)

0,06

0,04

0,02

0

-0,02

-0,04

-0,06

-0,08

slip = 0,8 p.u. slip = 0,9 p.u. slip = 1,1 p.u. slip = 1,2 p.u.

0 400 800 1200 1600BRKIG

44. SESJA


systemie elektroenergetycznym. Japoński rząd zamierza wprowadzić łącznie 53 GW mocy zainstalowanej w źródłach fotowol-taicznych do końca 2030 roku. Dodatkowo w Japonii źródła te będą powstawać praw-dopodobnie w tych regionach, gdzie już są i powstaną kolejne źródła wiatrowe. Ma-sowe wykorzystanie źródeł odnawialnych, takich jak źródła fotowoltaiczne i wiatrowe, będzie powodowało fluktuację produkcji energii na wyjściu, co oddziaływać będzie nie tylko na sieć dystrybucyjną, ale również na sieć przesyłową. Dodatkowo nie wyja-śniono jeszcze całkowicie wpływu różnych zakłóceń na pracę systemu przesyłowego. Stąd ważnym jest, aby określić właściwe modele i miary zapewnienia stabilnej pracy systemu zarówno w stanach ustalonych, jak i w stanach po wystąpieniu zakłóceń.

W referacie [17] opisano model symu-lacyjny źródła wiatrowego, który został opracowany w celu oceny wpływu generacji wiatrowej na system elektroenergetyczny. Model ten został zweryfikowany w zakresie symulacji w dziedzinie czasu. W modelu wy-korzystano dane pomiarowe. Na rysunku 5 przedstawiono porównanie mocy genero-wanej przez źródło wiatrowe określonej na drodze pomiarowej jak i wyznaczonej przy wykorzystaniu opracowanego modelu.

Opracowany model źródła wiatrowego zaimplementowano w modelu symulacyj-nym systemu z dużym udziałem źródeł fo-towoltaicznych. Do tego celu wykorzystano 10 - maszynowy model systemu japońskie-go opracowany przez instytut badawczy IEEJ (Institute of Electrical Engineers of Japan). W tym systemie uwzględniono moc źródeł fotowoltaicznych rzędu 29,4 GW.

Ponadto przygotowano warunki i zasady pracy tego systemu, obejmujące zasady odłączania źródeł fotowoltaicznych w funk-cji napięcia w węzłach przyłączenia.

Na podstawie przeprowadzonych ba-dań symulacyjnych w dziedzinie czasu sformułowano podane poniżej wnioski.1. Zarówno moment synchronizujący jak

i tłumiący wzrasta tylko w przypadku, gdy kąt wirnika generatora względem sieci (kąt mocy) maleje z powodu redukcji przepływu mocy w liniach przesyłowych.

2. Pojawiają się spadki napięć w systemie z powodu redukcji obciążeń generato-rów dużej mocy i produkowanej mocy biernej w źródłach systemowych.

3. Pozorne obciążenie systemu widziane z poziomu górnego napięcia maleje z po-wodu nałożenia się mocy czynnej produ-

kowanej przez źródła fotowoltaiczne na moc czynną zapotrzebowania. Zakres zmiany obciążenia zmienia się w czasie zapadu napięcia powodowanego przez zwarcie w systemie będąc skutkiem wpły-wu źródeł fotowoltaicznych przyłączonych do systemu. Stąd, przy dużym udziale źró-deł fotowoltaicznych, rzeczywista zmiana obciążenia systemu staje się większa przy wystąpieniu zwarcia. W wyniku tego wzra-sta czułość obciążenia systemu na waha-nia napięcia, tj. wzrasta wskaźnik charak-terystyki obciążeniowo-napięciowej.

4. Wzrasta liczba samoodłączanych źró-deł fotowoltaicznych w trakcie zapadu napięcia wskutek rozprzestrzeniania się zjawiska.Poza badaniami symulacyjnymi prze-

prowadzono badania eksperymentalne, żeby ocenić wpływ zakłóceń w systemie na liniach przesyłowych przy dużym udziale źródeł fotowoltaicznych. W tych badaniach wykorzystano panele fotowoltaiczne i steru-jące układy przyłączeniowe (PCS) zainsta-lowane w laboratoryjnym symulatorze sys-temu CRIEPI (rys. 6).

Na rysunku 7 przedstawiono wyniki testów przeprowadzonych w laborato-rium CRIEPI. Po wystąpieniu trójfazowe-go zwarcia doziemnego w 7,1 sekundzie większość urządzeń sterujących PCS zo-stała zatrzymana z powodu uaktywnienia funkcji pracy wyspowej. Część urządzeń PCS (1-8 oraz 9-16) została przywrócona do pracy w ciągu 23 sekund.

Rys. 5. Porównanie wyników mocy

generowanej przez źródło wiatrowe:

a) pomiar; b) wynik symulacji [17]

Active power output (MW)

Active power output (MW)

0 200 400 600 800 1000

0 200 400 600 800 1000

3

2

1

0

-1

3

2

1

0

-1Time (s)

Time (s)

a)

b)

Rys. 6. Laboratorium symulacyjne CRIEPI [17]

PCSs for PV Generator Units

66kV Trans.Line Model

Control Room

Rys. 7. Przykładowe wyniki uzyskane w laboratorium symulacyjnym CRIEPI [17]



Z uwagi na to, że stabilność kątowa wir-nika była bliska wartości granicznej, zmianie uległo napięcie w linii przesyłowej wysokiego napięcia (ekwiwalent linii 275 kV), a napięcie na zaciskach sterowników PCS spadło poni-żej 80% wartości znamionowej, w wyniku cze-go nastąpiła redukcja mocy wyjściowej źródeł fotowoltaicznych. Ostatecznie doprowadziło to do wypadnięcia z synchronizmu genera-tora pracującego w układzie. Potwierdziło to stawiane w referacie tezy [17], że przy małym nasyceniu systemu źródłami fotowoltaicznymi można poprawić warunki stabilnej pracy ukła-dów, jednak przy dużym udziale źródeł foto-woltaicznych warunki te ulegają pogorszeniu.

Podsumowanie

Zakres problemów poruszanych w ob-szarze działania Komitetu Studiów C4 jest bardzo szeroki. W szczególności jednak poruszane kwestie dotyczą warunków i pa-rametrów pracy systemu elektroenergetycz-nego w stanach ustalonych i nieustalonych. Wśród prezentowanych metod i narzędzi analitycznych poruszane są również bieżące zagadnienia oddziaływania nowych techno-logii począwszy od układów przesyłowych, dystrybucyjnych, a skończywszy na techno-logiach rozproszonych. Rozważane problemy skupiają się wokół interakcji pomiędzy syste-mem elektroenergetycznym a podsystemami i urządzeniami, a także przypadkami narażeń na oddziaływania zewnętrzne. Problemy te są często wspólne dla operatorów systemów, nie tylko w Europie, ale również w państwach pozaeuropejskich. Ciągły rozwój urządzeń, instalacji i technologii wytwórczych wyzna-cza nowe potrzeby i wyzwania dla przyszłych struktur systemów elektroenergetycznych. Prezentowane treści są wyznacznikiem przy-szłych kierunków badań.


[1] SC C4. Technical System Performance.

Strategic Plan for 2010 to 2016, Revised

Version, April 2011. http://c4.cigre.org

[2] C4-100. Emin Z., McNabb D., Xemard A.:

Special Report for SC C4 (System Techni-

cal Performance).

[3] C4-101. Stanescu C., Gal S., Postolache

P., Widmer J.: The Romanian TSO’s Power

Quality Monitoring System as Smart Grids

Component.

[4] C4-102. Ciapessoni E. (i inni): Dynamics

and Control of Multi-Terminal High Voltage

Direct Current Networks for Integration of

Large Offshore Wind Parks into AC Grids.

[5] C4-103. El-Sadik F.M.: An Active Angle

Stability Circuit Reference for Power Line

Resistance-Induced Voltage Singularities.

[6] C4-104. Issouribehere P.E. (i inni): Measu-

rements of Disturbances Produced by Po-

wer Electronic Devices on EHV Overhead

Lines using Electric Field Sensors.

[7] C4-105. Owen M.: Overvoltages During

Line Dropping of Compensated Lines.

[8] C4-106. Depierreux F., Karoui K., Warichet

J., Burniat E.: Damping Measurement,

Analysis and Performance of a Nuclear

Power Plant on the Belgian Grid.

[9] C4-107. Al-Ebrahim A. (i inni): GCC Inter-

connection Grid: Operational Studies for

the GCC Interconnection with United Arab

Emirates (UAE).

[10] C4-108. Faria da Silva F., Bak C.L., Holst

P.B.: Study of Harmonics in Cable-based

Transmission Networks.

[11] C4-109. Rauhala T., Nikkila A-J.: On Ma-

nagement of Impact of Wind Power on Dy-

namic Performance of Stability Restricted

and Meshed Series Compensated Trans-

mission Network in System Planning.

[12] C4-110. Macenri J., Thiringer T., Reed M.:

Power Quality and Flicker performance of

the Tidal Energy Converter, SeaGen.

[13] C4-111. Pretorius P. H. (i inni): On the Elec-

tromagnetic Interference Associated with the

Power Line Carrier System of the Cahora

Bassa HVDC Line – a Hypothesis Based on

Recent Investigations and Observations.

[14] C4-112. Alvarez - Cordero G. (i inni): A Metho-

dology for Harmonic Impedance in Large Power

Systems. Application to the Filters of a VSC.

[15] C4-113. Miller N. W., Shao M., Venkatara-

man S.: Impact of Frequency Responsive

Wind Plant Controls on Grid Performance.

[16] C4-114. Visconti I.F., Souza L.F.W., Costa

J.M.S.C., Sobrinho N.R.B.: Measurement-

-based Load Modelling of Systems with

Dispersed Generation.

[17] C4-115. Kitauchi Y., Yamashita K., Yamada

F., Verma S.C., Fujiwara S., Kitayama M.:

Studies on the Impact of Dispersed Genera-

tion – Development of Wind Generator Mo-

del and Impacts of Power System Faults with

High Penetration of Photovoltaics.

[18] C4-201. Sun C. C. (i inni): Experience in Pinpo-

int Fault Location and Reliability Improvement

from a Double Transformer Failures Case.

[19] C4-202. Dialynas E. N., Daoutis L. G., Ia-

kovakis D.: Probabilistic Methodology for

Assessing the Impact of Spinning Reserve

Requirements and Demand Response Pro-

grams in Power Systems with Increased Pe-

netration of Renewable Energy Sources.

[20] C4-203. Schwan M., Ettinger A., Gunaltay

S.: Probabilistic Reliability Assessment in

Distribution Network Master Plan Develop-

ment and in Distribution Automation Imple-

mentation.

[21] C4-204. Martinez Duro M., Denis R.: Para-

meter Uncertainty Assessment in the Cal-

culation of the Overvoltages due to Trans-

former Energization in Resonant Networks.

[22] C4-205. Al-Mohammed A.H., Mansour

M.M., Abido M.A.: Fault Location in SEC

Interconnected Network Based on Syn-

chronized Phasor Measurements.

[23] C4-206. Allaf B.A., Alwafi M.R.: Power

Monitoring Applications for Smart Network

Operations.

[24] C4-207. Sarmiento H., Pampin G., Castella-

nos R., Ramirez M., Villa G., Mirabal M.: Risk

Assessment Applications in the Operation of

the Mexican Electric Transmission System.

[25] C4-208. Kuramoto M., Nagata M., Inoue T.:

Proposal of a Modified Algebraic Approach

to Evaluate Required Capacity for Load Fre-

quency Control (LFC) under a Large Pene-

tration of Solar Photovoltaic Generations.

[26] C4-301. Hsiao S. J., Chen J. F., Chen M.

T.: Lightning Transient Analysis of a 69 kV

Transmission Line with Externally Gapped

Line Surge Arrester under Normal Open Cir-

cuit Breaker System.

[27] C4-302. Chang G. W., Huang H. M., Lin Y.

T.: On Lightning Study for Wind Generation

System.

[28] C4-303. Yinbiao Shu (i inni): Commissio-

ning Test on the 1000 kV UHV AC Demon-

stration Project and Operation Monitoring

of the Main Equipments.

[29] C4-304. Sun S., Tremouille G.: Lightning

Invasion Overvoltage Study for UHVAC

Substation.

[30] C4-305. Correia D. (i inni): A Review on

EHVAC Transmission Line Lightning Per-

formance.

[31] C4-306. Shindo T., Sekioka S., Ishii M.:

Studies of Lightning Protection Design for

Wind Power Generation Systems in Japan.

CIGRE

44. SESJA


Komitet Studiów C5 analizuje różne podejścia rynkowe, a także stosowane rozwiązania i ich wpływ na elastyczne funkcjonowanie systemu. Istotne zmiany zachodzące w przemyśle wraz z integracją na dużą skalę źródeł energii o zmiennej charakterystyce pracy spowodowały pew-ne trudności w prowadzeniu ruchu syste-mu, jednak dotychczas nie stwierdzono potrzeby wprowadzania zmian w modelu rynku energii elektrycznej w celu osiągnię-cia niezbędnej elastyczności. Rynki ener-gii elektrycznej rozwijały się przez 20 lat i wiele z nich osiągnęło dojrzałość, pod-czas gdy inne wdrażały zmiany i borykały się z trudnościami. Dlatego też istotne jest dokonanie oceny doświadczeń i korzyści wynikających z funkcjonowania rynków energii elektrycznej.

Nowe technologie zmieniają procesy planowania i prowadzenia ruchu systemu i mimo że jest to wczesny etap rozwoju, to należy odnieść się do ich wpływu na mo-dele rynku.

W związku z powyższym w 2012 roku wybrano następujące tematy:• Temat 1: Integracja odnawialnych źró-

deł energii (OZE) z rynkiem energii elek-trycznej – wnioski.

• Temat 2: Doświadczenia i analizy z funkcjonowania rynku energii elek-trycznej.

• Temat 3: Wpływ rozwoju zaawansowa-nych technologii na rozwój modeli ryn-kowych.

Integracja OZE z rynkiem energii elektrycznej – wnioski

Rynki energii elektrycznej napotykają istotne trudności w związku z czynionymi na przestrzeni ostatniej dekady zobowiąza-niami decydentów w zakresie zwiększenia udziału energii odnawialnej w miksie ener-getycznym w wielu systemach prawnych. Aby osiągnąć integrację większej ilości energii pochodzącej z OZE z rynkiem ener-gii elektrycznej przydatne mogą okazać się doświadczenia z przeszłości. Przedmioto-wy temat skupia się na tych doświadcze-niach oraz wyciągniętych wnioskach i zo-stał podzielony na trzy obszary:• Obszar I - Wnioski z ustanawiania sys-

temów wsparcia.• Obszar II - Integracja OZE z rynkami

spot.• Obszar III - Przesył i OZE.

Obszar I – Wnioski z ustanawiania systemów wsparcia

Referat C5-101 prezentuje model sy-mulacji rynkowych pozwalający na analizę wieloobszarową w interwałach godzino-wych na przestrzeni całego roku. Model ten wykorzystuje algorytmy pozwalające na minimalizowanie całkowitych kosztów wytwarzania i maksymalizowanie nadwyż-ki rynkowej. Działa on z uwzględnieniem: kosztów wytwarzania energii elektrycznej poszczególnych jednostek wytwórczych

lub ofert składanych przez wytwórców. Model ten został stworzony w celu uspraw-nienia planowania rozwoju sieci, podejmo-wania decyzji inwestycyjnych oraz zwięk-szenia udziału OZE.

Referat C5-104 przedstawia wpływ in-stalacji fotowoltaicznej o mocy 2000 MW na system o parametrach: 4500/11 000 MW (wartość min/wartość szczytowa) w Repu-blice Czeskiej. W referacie zamieszczono wnioski uwzględniające ocenę efektywno-ści polityki rządu w zakresie OZE oraz po-trzebę jej pilnej weryfikacji ze względu na ogromne zainteresowanie inwestorów i ich dynamiczne działania. Referat ten opisuje wpływ instalacji na ceny, handel transgra-niczny i usługi dodatkowe oraz oczekiwane perspektywy rozwoju.

Referat C5-105 opisuje projekt Medi-terranean Solar Project (MSP), jako szansę na osiągnięcie europejskich celów w za-kresie energii odnawialnej poprzez udział w ciągłym rozwoju ekonomicznym krajów arabskich. Autorzy wymieniają cztery głów-ne przeszkody: zdolności przesyłowe połą-czeń transgranicznych, technologia, ramy regulacyjne i prawne, umowy dotyczące finansowania. Referat zawiera dyskusję na temat każdej z powyższych przeszkód.

Referat C5-107 zawiera zestawienie funkcjonujących systemów wsparcia ener-gii odnawialnej na świecie (taryfy gwaran-towane, zielone certyfikaty). Podczas gdy taryfy gwarantowane skutkują redukcją ryzyka po stronie wytwórców i stanowią

Grzegorz TomasikPolskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

Rynki energii elektrycznej i regulacja – Komitet Studiów C5

Electricity Markets and Regulation – Study Committee C5



silną zachętę do inwestowania, referat su-geruje bardziej odmienne podejście do alo-kacji ryzyka poprzez wykorzystanie przez wytwórców elastycznych instrumentów finansowych. W referacie zaproponowano wprowadzenie opcji finansowych, które po-zwolą wytwórcom na redukcję ryzyka i jed-nocześnie spowodują ułatwienie integracji źródeł wiatrowych z siecią.

Problemy do rozstrzygnięcia w ramach Obszaru I• Problem 1:

Czy opisane powyżej inicjatywy rzą-dowe, które czasami skutkują problemami natury technicznej lub komercyjnej, dają w konsekwencji niespodziewane wyniki wymagające interwencji? Jakie wnioski zo-stały wyciągnięte lub jakie działania pod-jęte w trakcie projektowania lub wdrożenia któregokolwiek z powyższych podejść?• Problem 2:

Czy istnieją podejścia, które bardziej pasują do rynków rozwijających się niż do tych już rozwiniętych?• Problem 3:

Czy prosto skonstruowane systemy wsparcia (takie jak certyfikaty za ener-gię produkowaną w źródłach fotowolta-icznych) mają przewagę nad złożonymi rozwiązaniami rynkowymi, takimi jak np. Europejski System Handlu Emisjami? Czy w konsekwencji, oba podejścia prowadzą do osiągnięcia tego samego rezultatu?

Obszar II – Integracja OZE z rynkami spot

Referat C5-102 opisuje sposób, w jaki zarządzane są źródła wiatrowe na austra-lijskim rynku energii elektrycznej. Podano przykłady interakcji pomiędzy źródłami wiatrowymi a konwencjonalnymi na rynku spot. Przedyskutowane zostały kwestie dotyczące wykorzystania generacji „qu-asi-dysponowanej”, zwiększenia generacji wiatrowej, a także zapewnienia adekwat-nej inercji.

Referat C5-106 dotyczy rynku ener-gii elektrycznej w Tajlandii. Opisana jest w nim struktura taryfowa, która polega na obciążeniu odbiorców końcowych kosz-tami energii z OZE . Referat pokazuje, że alokacja kosztów nie zależy od zużycia

energii, ale udziału w wykorzystaniu zdol-ności przesyłowych, jaki ma dana grupa odbiorców w szczycie obciążenia (tzw. Class Peak Responsibility).

Referat C5-108 przedstawia trudności w systemie hiszpańskim, które są wynikiem znaczącej penetracji OZE. Referat rozważa obecne i przyszłe ograniczenia w dostar-czaniu energii z OZE w latach 2015-2020. Aby zminimalizować te ograniczenia ba-dane są rozwiązania zarówno techniczne jak i regulacyjne. Referat podkreśla także znaczenie rynków zdolności wytwórczych dla elektrowni konwencjonalnych, co może być wymagane ze względu na zapewnienie bezpieczeństwa systemu.

Referat C5-109 opisuje kroki podjęte przez Niezależnego Operatora Systemu z Nowego Jorku w celu ułatwienia integracji generacji wiatrowej o mocy 8 GW w sys-temie o szczytowej wartości obciążenia 34 GW. Operator wprowadził scentralizo-wany system prognozowania generacji wia-trowej, umieścił zasoby pod kontrolą cen-tralnej dyspozycji, stworzył rynek dla ogra-niczonych zasobów magazynowania energii i zmodyfikował umowy dotyczące dyspono-wania w taki sposób, aby umożliwić nowym grupom dostawców świadczenie usług re-gulacyjnych. Referat podkreśla, że zwięk-szenie integracji źródeł wiatrowych wymaga zmiany systemów sterowania czasu rze-czywistego tak, aby źródła wiatrowe mogły konkurować ze źródłami konwencjonalnymi na porównywalnych warunkach. Referat podkreśla znaczenie kilku zmian w mode-lu rynku, które pozwoliłyby na zwiększenie udziału źródeł wiatrowych w systemie przez władze stanu Nowy Jork.

Referat C5-110 przedstawia wyniki dwóch badań, które oceniały operacyjny i rynkowy wpływ penetracji OZE na po-ziomie 20% i 33% na kalifornijskim rynku energii elektrycznej. Badanie dotyczyło głównie źródeł wiatrowych i słonecznych (źródła o zmiennej generacji). W wyniku przeprowadzonych badań zaproponowano pakiet następujących działań:• rozszerzenie możliwości świadczenia

usług związanych z rezerwą mocy za-sobom innym niż źródła wytwórcze (ma-gazyny energii, odpowiedź strony popy-towej), poprzez składanie ofert;

• włączenie źródeł o zmiennej generacji do procesu planowania i prowadzenia ruchu analogicznie jak ma to miejsce w przypadku źródeł konwencjonalnych (w pełni dysponowanych przez operato-ra systemu);

• zmiana poziomu cen energii w taki spo-sób, aby zachęcić wytwórców dysponu-jących źródłami o zmiennej generacji do ograniczania produkcji energii w okre-ślonych okresach;

• zbadanie czy nowe produkty czasu rze-czywistego (bilansujące) są wymagane oraz czy konieczne jest redukowanie i wyrównywanie ram czasowych dla dysponowania zasobami.Referat C5-111 opisuje zalety wyko-

rzystania instalacji magazynowania energii podczas integracji OZE z siecią. W ramach referatu przebadano 2 technologie maga-zynowania współpracującej z OZE:1) magazynowanie energii w postaci skom-

presowanego/sprężonego powietrza,2) wykorzystanie skoncentrowanej energii

słonecznej. Do badania wykorzystano rynkowy mo-

del symulacyjny SC-UC (security constra-ined unit commitment) z ekonomicznym rozdziałem obciążeń. Obiektem badania były połączenia wewnętrzne na zachod-nich terenach USA. Badane studia przy-padków pokazały, w jaki sposób instalacje magazynowania energii mogą: zredukować cykliczność zapotrzebowania bazowego, zredukować ograniczenia produkcji energii przez źródła o zmiennej generacji, zwięk-szyć przychody źródeł pokrywających za-potrzebowanie bazowe i źródeł o zmiennej generacji, „przesuwać” generację pomię-dzy godzinami doby lub pomiędzy dobami, zapewnić szybkie/dynamiczne rampy i uła-twić świadczenie usług dodatkowych przez zintegrowane z siecią OZE.

Referat C5-113 przedstawia aktualiza-cję wdrożenia rynku zielonych certyfikatów w Indiach. Decyzja polityczna o rozdziele-niu komponentu „zielonych certyfikatów” od komponentu „fizycznej energii” pozwo-liła na stworzenie nowego produktu, który może być przedmiotem wolnego obrotu. Od momentu rozpoczęcia handlu, w mar-cu 2011 roku, zaobserwowano znaczny wzrost liczby wytwórców energii odnawial-

44. SESJA


nej zarejestrowanych w ramach systemu. Ceny transakcyjne powinny zawierać się w przedziale pomiędzy ceną minimalną aktualizowaną cyklicznie (tzw. floor pri-ce) a zastępczą ceną regulowaną (tzw. forbearance price), która odzwierciedla poziom kary nakładanej na sprzedawców niewywiązujących się z obowiązku zakupu odpowiedniej ilości certyfikatów. Handel prowadzony jest wyłącznie poprzez giełdę energii (nie prowadzi się obrotu wtórnego). W ramach systemu wyróżnia się certyfikaty wydawane dla źródeł słonecznych i pozo-stałych OZE. Produkty te mogą być ujed-nolicone w długim okresie.

Problemy do rozstrzygnięcia w ramach Obszaru II• Problem 1:

Czy stały rozwój (obecny i w przyszło-ści) źródeł energii odnawialnej o zmiennej charakterystyce pracy oznaczał będzie brak dalszej akceptacji dla ich samodziel-nej dyspozycji?• Problem 2:

Biorąc pod uwagę wyciągnięte w okre-sie ostatnich lat wnioski, czy nadszedł już czas na włączenie wszystkich źródeł ener-gii odnawialnej o zmiennej charakterystyce pracy do funkcjonowania w ramach rynków spot (prowadzenie ruchu, koordynacja)? Jakie cechy modelu rynku musiałyby zo-stać zmienione? Jakie istnieją przeszkody?• Problem 3:

Czy instalacje magazynowania ener-gii (w tym również pojazdy elektryczne) są odpowiedzią na problem źródeł energii o zmiennej charakterystyce pracy? Jaką rolę pełnią rynki spot w umożliwianiu insta-lacjom magazynowania ułatwianie integra-cji OZE? W jaki sposób rynki te muszą się zmienić, aby to osiągnąć?• Problem 4:

Jak ważna jest rola usług dodatkowych dostarczanych przez źródła konwencjo-nalne lub nowe technologie we wsparciu integracji OZE? Czy istnieją jakieś przykła-dy, gdzie nowe usługi dodatkowe zostały zdefiniowane lub wymagają zdefiniowania?• Problem 5:

Czy rynki zdolności wytwórczych za-kładają nowy wymiar swojego znaczenia w następstwie wielkoskalowej penetracji źródeł energii odnawialnej o zmiennej cha-

rakterystyce pracy? Czy los rynków wy-łącznie energii elektrycznej jest przesądzo-ny, biorąc pod uwagę olbrzymią skalę OZE o zmiennej charakterystyce pracy?• Problem 6:

Jakie doświadczenia zostały zaobser-wowane wraz z ograniczaniem dostaw energii pochodzącej z OZE na dużą skalę? Czy takie rozwiązanie jest akceptowalne?• Problem 7:

Jakie doświadczenia i problemy poja-wiły się w trakcie tworzenia rynku zielonych certyfikatów (rynki pierwotne i wtórne)? Ja-kie wnioski powinny zostać wyciągnięte na przyszłość?

Obszar III – Przesył i OZE

Referat C5-103 opisuje aktualny status w zakresie integracji OZE w chilijskim sys-temie elektroenergetycznym i przedstawia wyzwania, jakie czekają ten kraj w przy-szłości. W referacie zaproponowano wiele usprawnień mających na celu zwiększenie zdolności systemu do integracji większego udziału OZE, biorąc pod uwagę przyszłe zróżnicowane scenariusze w zakresie ge-neracji i inwestycji, określając kto finansuje rozbudowę sieci przesyłowej w celu przyłą-czenia do niej OZE na zasadzie pierwszeń-stwa, zanim zostaną przyłączone nowe źródła wytwórcze.

Referat C5-112 podsumowuje stan obec-ny w zakresie energii odnawialnej w Meksy-ku oraz przedstawia rozwój elektrowni wia-trowych, wodnych, geotermalnych, słonecz-nych, biogazowych i opalanych biomasą w ostatnim okresie. W referacie wskazano kilka ograniczeń dla rozwoju OZE, które mu-szą zostać pokonane, w tym: brak zdolności przesyłowych pomiędzy Meksykiem a USA, zróżnicowane systemy wsparcia i zachęty w poszczególnych jurysdykcjach i wysoce zdecentralizowane ramy regulacyjne w USA, trudne do zarządzania.

Problemy do rozstrzygnięcia w ramach Obszaru III• Problem 1:

Czy rozsądna jest rozbudowa systemu przesyłowego zanim pojawią się potrzeby ze strony OZE? Kto powinien ponosić kon-sekwencje materializacji ryzyka, jeśli taka potrzeba się nie pojawi?

• Problem 2:Jakie są kluczowe elementy lub cechy

dobrej polityki rozwoju systemu przesyło-wego, które byłyby bodźcem do rozwoju OZE? Czy istnieją przykłady takiej polityki?• Problem 3:

Jakie korzyści dla rozwoju OZE oraz uniknięcia ograniczeń w dostawach energii z OZE może przynieść modelowanie symu-lacyjne?

Doświadczenia i analizy z funkcjonowania rynku

energii elektrycznej

Sesja ta prezentuje zakres perspektyw powiązanych z doświadczeniami z funkcjo-nowania rynku, inwestycjami rynkowymi i analizami rynkowymi. Dyskusja koncen-trowała się na trzech obszarach. • Obszar I ‐ Koordynacja rynku.• Obszar II ‐ Inwestycje rynkowe.• Obszar III ‐ Ewolucja rynku.

Obszar I – Koordynacja rynku

Referat C5-204 opisuje potencjalne przejście z metody ATC market coupling na metodę flow-based market coupling w Euro-pie Centralno-Zachodniej. Referat przedsta-wia postęp, jaki został dokonany w ramach metody flow-based w celu doprowadzenia do jej operacyjnego wykorzystania. Przedys-kutowano potencjalny wpływ na rynek oraz korzyści wynikające z przejścia na metodę flow-based. W konkluzjach stwierdza się, że mechanizm flow-based przewyższa mecha-nizm ATC pod względem zdolności przesyło-wych udostępnionych rynkowi oraz dobroby-tu społecznego i konwergencji cen.

Referat C5-207 prezentuje nowy algo-rytm koordynacyjny do zastosowania na sąsiadujących rynkach w celu optymalizacji rozdziału obciążeń jednostek wytwórczych na tych rynkach. Autorzy przedstawiają efektywne rozwiązanie dla osiągnięcia wielo-obszarowego ekonomicznego rozdziału ob-ciążeń, które stanowi przejście z rozwiązania lokalnego do rozwiązania regionalnego. Re-ferat opisuje metodę koordynacji i przedsta-wia studium przypadku w celu zobrazowania wyników algorytmu koordynacji.




Jaki wpływ na istniejące kontrakty ter-minowe mogłyby mieć zasadnicze zmiany rynkowe, np. przejście z metody ATC na metodę flow-based? Jakie wnioski zostały wyciągnięte z innych ewolucji rynkowych, które mogą być konstruktywne w rozwija-niu podobnych mechanizmów?• Problem 2:

Czy wzmożona koordynacja lub bar-dziej racjonalne mechanizmy łączenia rynków mogą zapewnić dodatkową przej-rzystość rynku? Jakie wnioski zostały wy-ciągnięte w zakresie funkcjonowania rynku i jego odpowiedzi na dodatkowy przepływ informacji oraz zwiększoną przejrzystość?• Problem 3:

Jak wzmożona koordynacja pomiędzy operatorami systemów wpływa na optyma-lizację przepływów mocy pomiędzy sąsied-nimi rynkami i handel transgraniczny? Jakie wnioski zostały wyciągnięte z koordynacji handlu pomiędzy rynkami energii elek-trycznej, mającej na celu zidentyfikowanie barier w handlu transgranicznym? Czy eli-minacja takich barier może być alternatywą dla koordynacji w celu osiągnięcia efektyw-ności w handlu międzyregionalnym?

Obszar II – Inwestycje rynkowe

Referat C5-201 wyjaśnia, że rynki ener-gii elektrycznej dają możliwość uzyskiwa-nia przychodów inwestycyjnych zarówno w branży elektroenergetycznej jak i poza sektorem energetycznym. Referat ten omawia koncepcję polegającą na tym, że ekspansja usług na inne sektory zapewnia źródła przychodu, które w dalszej kolejno-ści staną się podstawą inwestycji w system elektroenergetyczny. Referat opisuje kilka przypadków, które umożliwiają przedsię-biorstwom dystrybucyjnym i przesyłowym świadczenie usług telekomunikacyjnych.

Referat C5-208 opisuje model brazy-lijski, który obejmuje działanie na dwóch równoległych rynkach – pierwszy (domi-nujący) regulowany, drugi nieuregulowany. Autor wyjaśnia, że podstawowym źródeł finansowania nowych jednostek wytwór-czych na rynku regulowanym są aukcje na

dostawy energii dla obecnych odbiorców. Wyniki aukcji stanowią podstawę do usta-lania cen energii w kontraktach długotermi-nowych. Referat omawia wyniki i wyzwania związane z przedstawionym podejściem.

Referat C5-209 opisuje rynek energe-tyczny w Brazylii i ewolucję regulacyjną i ryn-kową w okresie deregulacji. Autor tłumaczy, że zgodnie z regulacjami 100% zapotrze-bowania na energię powinno mieć pokrycie w kontraktach na dostawy energii, a wszyst-kie kontrakty powinny mieć pokrycie w wią-żących certyfikatach energetycznych. Refe-rat opisuje rozwój mechanizmów aukcyjnych i ocenia efektywność przetargów.


Jakie wnioski zostały wyciągnięte z wdrożenia rynkowych sygnałów inwesty-cyjnych? Jakie miary mogą być wykorzy-stane do dyscyplinowania regulatorów, aby zapewnić odpowiedni czas dla sygnałów rynkowych w celu stymulowania inwestycji?• Problem 2:

Jakie rynkowe i regulacyjne struktu-ry są uznawane za najbardziej skuteczne w stymulowaniu inwestycji w infrastruktu-rę? Jakie są najsilniejsze czynniki funda-mentalne dla inwestycji, niezawodności, ekonomiki, polityki?

Obszar III – Ewolucja rynku

Referat C5-202 przedstawia aktualny status wdrożenia egipskiego rynku ener-gii elektrycznej wraz z jego wyzwaniami związanymi z przejściem od taryf regulo-wanych do w pełni konkurencyjnego rynku. Opisano etapy przejściowe i poszczególne elementy modelu rynku dla każdej fazy wdrożenia oraz wymagania w zakresie in-frastruktury.

Referat C5-203 opisuje rozwój wspól-nego rynku energii elektrycznej Irlandii i Ir-landii Północnej. Artykuł opisuje cele wdro-żenia wspólnego rynku i wyjaśnia jego suk-ces dotyczący osiągania zrównoważonego poziomu cen połączony z niezawodnością. Referat opisuje także przyszłą ewolucję wspólnego rynku, w tym integrację zaso-bów odnawialnych i rozwój odpowiedzi strony popytowej.

Problemy do rozstrzygnięcia w ramach Obszaru III• Problem 1:

Jakie wskaźniki mogą być stworzone dla każdej fazy ewolucji rynku, aby doko-nać oceny sukcesu i korzyści dla intere-sariuszy w wielofazowym planie ewolucji rynku? Jakie mierniki mogą zostać użyte do określenia czy przejście do kolejnej fazy ewolucji rynku przyniesie korzyści dla inte-resariuszy?• Problem 2:

Jakie mogą być potencjalne rozwiąza-nia rynkowe dla zwiększającego się udziału strony popytowej i wpływu na ceny rynko-we? Jakie wskaźniki mogą być zaprojekto-wane do śledzenia rozwoju reakcji strony popytowej i identyfikacji barier?• Problem 3:

Jakie wnioski zostały wyciągnięte z ewolucji rynku energii elektrycznej, które mogą być przydatne dla przyszłego roz-woju? Jakie są największe wyzwania dla ciągłego wzrostu rynków konkurencyj-nych?

Wpływ rozwoju zaawansowanych technologii na rozwój modeli rynkowych

Kilka innowacji technologicznych praw-dopodobnie przyczyni się do zasadniczej zmiany systemów elektroenergetycznych w kolejnych latach. Technologia informa-tyczna sprawi, że rozproszeni odbiorcy sta-ną się aktywnymi uczestnikami rynku i nie będą dalej pełnili funkcji jedynie biorców ceny. Ta nowa elastyczność powinna spo-wodować większe zbilansowanie pomię-dzy podażą i popytem na rynku, zapewnia-jąc stronie popytowej znacznie istotniejszą rolę aniżeli w chwili obecnej. Znaczący rozwój nowych małoskalowych jednostek wytwórczych zmodyfikuje znacząco kla-syczny miks determinowany dotychczas przez źródła wielkoskalowe. Sukces tych nowych zaawansowanych technologii bę-dzie zależał nie tylko od ich fizycznego/technicznego rozwoju, ale przede wszyst-kim od innowacyjnych rozwiązań regula-cyjnych i rynkowych, które pozwolą im na odegranie znaczących ról.

44. SESJA


Pewne rozwiązania muszą być stwo-rzone, aby:• umożliwić stronie popytowej (tzn.

wszystkim odbiorcom) uczestnicze-nie w rynkach długoterminowych (ryn-ki mocy), rynkach krótkoterminowych (rynki energii) i rynkach czasu rzeczywi-stego (rynki rezerw);

• poradzić sobie z nieelastyczną i roz-proszoną generacją z OZE, której rola jest coraz bardziej znacząca na rynkach energii elektrycznej.Dyskusja koncentrowała się na dwóch

obszarach. • Obszar I ‐ Integracja odpowiedzi strony

popytowej z rynkami.• Obszar II ‐ Wzajemne oddziaływanie

pomiędzy generacją a popytem w ujęciu globalnym.

Obszar I – Integracja odpowiedzi strony popytowej z rynkami

Referaty C5-301 i C5-302 opisują, głównie poprzez raporty z projektów ba-dawczych, kluczowe pytania, na które mu-szą zostać znalezione odpowiedzi, aby zin-tegrować wszystkie rodzaje elastycznych odbiorów z rynkami energii elektrycznej. W uzupełnieniu referat C5-303 zawiera li-stę rozwiązań technologicznych i wyzwań, które są wymagane dla osiągnięcia wymie-nionego celu.


Czy przynajmniej na poziomach eks-perymentalnych lub lokalnych (OSD) możliwe jest opisanie zakończonej suk-cesem integracji odpowiedzi strony po-pytowej bazującej na małych odbiorcach (mały przemysł lub odbiorcy indywidual-ni) z rynkiem energii elektrycznej (termi-nowym, dnia następnego lub czasu rze-czywistego)? Jakie były koszty i zmierzo-ne korzyści?• Problem 2:

Czy rozwiązania stricte rynkowe mogą być wystarczające, aby umożliwić efektyw-ny rozwój odpowiedzi strony popytowej opartej na małych odbiorcach? Jeśli nie, to jakie środki regulacyjne byłyby wymagane (subsydia)?

Obszar II – Wzajemne oddziaływanie pomiędzy generacją a popytem

w ujęciu globalnym

Referat C5-304 podkreśla interakcję pomiędzy rozproszoną generacją z OZE a instalacjami magazynowania energii elek-trycznej, podczas gdy referat C5-303 daje globalny pogląd na wzajemne oddziały-wanie pomiędzy generacją i obciążeniem w przyszłym systemie energetycznym Ja-ponii. Referat C5-301 także opisuje rolę od-powiedzi strony popytowej w zarządzaniu ograniczeniami w sieciach dystrybucyjnych.


W przyszłych systemach elektroener-getycznych wszystkie przyłączone do sie-ci jednostki/podmioty, niezależnie od ich wielkości, lokalizacji lub poziomu napię-cia, będą mogły odgrywać role na rynkach energii elektrycznej. Jak będzie zapewnio-na globalna równowaga pomiędzy podażą a popytem? Jakie będą role OSP, OSD i niezależnych operatorów?• Problem 2:

Instalacje magazynowania powinny odgrywać nową rolę w przyszłości, szcze-gólnie w zakresie zarządzania rezerwami mocy. W tym kontekście utracą one swoją tradycyjną rolę i będą mogły być rozważa-ne jako aktywo operatora systemu. Czy ist-nieje jakakolwiek inna instalacja, która mo-głaby być postrzegana/traktowana w po-dobny sposób? Czy taka ewolucja techno-logiczna jest w stanie przesunąć granice pomiędzy działalnością stricte wytwórczą a niezależną działalnością sieciową?

Podsumowanie

Zasadniczą konkluzją wynikającą z lek-tury referatów przedstawionych w ramach grupy C5 może być stwierdzenie, że integra-cja źródeł odnawialnych z istniejącymi mo-delami rynku energii elektrycznej ma coraz większy wpływ na ograniczanie czasu pracy jednostek konwencjonalnych w ciągu roku. To zaś wpływa bezpośrednio na trudności z pokrywaniem kosztów stałych wytwarza-nia energii elektrycznej w przedmiotowych

jednostkach wytwórczych, które są jednak niezbędne z uwagi na potrzeby regulacyj-ne systemu. Jako sposoby na ewentualne rozwiązanie powyższego problemu wska-zywano najczęściej konieczność wdroże-nia rynków zdolności wytwórczych, innej wyceny usług systemowych świadczonych przez źródła konwencjonalne lub wdrożenie nowych usług systemowych, związanych z rosnącym zapotrzebowaniem na większą elastyczność systemów elektroenergetycz-nych. Wśród innych rozwiązań wskazywano także na konieczność wdrażania nowych technologii magazynowania energii i zarzą-dzania popytem.


[1] C5‐101. Capurso P., Cova B., Elia E., Por-

toghese P., Stabile M., Vedovelli F., Ventu-

rini A.: Market integration in Europe: a mar-

ket simulator taking into account different

market zones and the increasing penetra-

tion of RES generation.

[2] C5‐102. Bowker D., Baker T., Swift D.: How

the Australian market manages the winds

of change.

[3] C5‐103. Araneda J.C., Valpuesta R.: Integra-

ting renewable energy into the Chilean Grid.

[4] C5‐104. Kabele R., Nemecek B., Prochaz-

ka J.: The impact of uncoordinated deve-

lopment of photovoltaic power plants on

electricity market in Czech Republic.

[5] C5‐105. El‐Khayat M.M., Yasso K., Abdl‐

Rahman M.: An assessment for Mediter-

ranean solar plan on electricity market in

Arab countries.

[6] C5‐106. Woradej S.: The alleviation of pri-

ces impact on electricity tariff caused by

renewable energy adders in Thailand.

[7] C5‐107. Zhao S., Yin Y., Zhang D., Shen

H., Zhang H.: Risk evaluation and mana-

gement considering wind integration: Chi-

nese experience and future trends.

[8] C5‐108. Revuelta J., Fernandez J.: Rene-

wable Energy Sources integration difficul-

ties in the Spanish electric system.

[9] C5‐109. Mukerji R.: Integration of wind re-

sources in the New York electricity market.

[10] C5‐110. Venkataraman S., Rothleder M., Hel-

man U., Guo T.: Integrating variable energy

resources into the California electricity market

[11] C5‐111. Zhu J., Li H., Wang S., Brinkman

G.: Economic assessment of energy stora-

ge systems for renewable integration.



[12] C5‐112. Avila M.A.: Promoting the cross‐

border renewable energy market in the

California’s.

[13] C5‐113. Soonee S.K., Garg M., Saxena

S.C., Prakash S.: Implementation of rene-

wable energy certificate.

[14] C5‐201. Bragulat A.: Technological pro-

gress and the rise of non‐regulated activi-

ties in the Argentinean Electric Market.

[15] C5‐202. Abouneima F., Basta S., El‐Khat-

tam W.: Plans, Timeline, and Challenges

for Achieving an Egyptian Fully Competi-

tive Electricity Market.

[16] C5‐203. Downey A.D., Campbell M.T., Ste-

vens D.S.: The Strategic Evolution of the

Single Electricity Market across Ireland

and Northern Ireland.

[17] C5‐204. Aguado M., Bourgeois R., Bour-

maud J.Y., Van Casteren J., Ceratto M.A.,

Jäkel M., Malfliet B., Mestdag C., Noury P.,

Pool M., Van den Reek W., Rohleder M.,

Schavemaker P.H., Scolari S., Weis O.,

Wolpert J.: Flow‐based market coupling in

The Central Western European region ‐ on

the eve of implementation.

[18] C5‐207. Zhao F., Litvinov E., Zheng T.: A

New Coordination Scheme for Efficient Di-

spatch of Interconnected Electricity Markets.

[19] C5‐208. Vieira X., Alqueres J.L., Veiga M.,

Oliveira A., Vieira M.: The Brazilian Market

Structure: Strengths and Improvements

Still Needed.

[20] C5‐209. Cavalcanti T., Fittipaldi E.: Auction

Analysis for Energy Trade in Brazilian Market.

[21] C5-301. Evens C., Six D.: Market solu-

tions for the integration of Active De-

mand-based services in the ADDRESS

project.

[22] C5-302. Chuang A., Gelling C.: Impact of

Demand-side Technology Readiness on

Market Designs.

[23] C5-303. Okamoto H., Yokoyama A.: Con-

sideration on Japanese market designs

realizing low-carbon society through ad-

vanced technologies development.

[24] C5-304. Price Wojszczyk B., Styczynski

Z., Hatziargyriou N., Seethapathy R.: The

practical application of advanced energy

storage technologies within existing and

planned market structures.

CIGRE

Celem działania Komitetu Studiów D1 jest ocena zarówno jakości jak i przydat-ności już istniejących i nowych materiałów stosowanych w elektrotechnice, nowych technik diagnostycznych, badań prowa-dzonych przy użyciu wysokich napięć i sil-nych prądów, nowoczesnych technologii, które mogą być użyte w systemach elek-troenergetycznych. Komitet ma za zadanie propagować informacje o nowych rozwią-zaniach pojawiających się w obszarze sze-roko rozumianej elektroenergetyki.

W najbliższych latach planowane są następujące działania:• wizja systemu elektroenergetycznego

w najbliższej przyszłości - do roku 2020, • optymalna eksploatacja systemu obec-

nie istniejącego,

• ocena stanu urządzeń wysokiego na-pięcia i analiza ryzyka ich dalszej eks-ploatacji,

• aspekty środowiskowe, otwarcie na po-trzeby społeczne i współpraca z osoba-mi podejmującymi decyzje gospodarcze i polityczne.

Materiały i nowoczesne techniki badawcze podczas

Sesji Generalnej CIGRE 2012

Na 44. Sesji Generalnej CIGRE w ramach Komitetu Studiów D1 przedstawiono 29 arty-kułów w trzech następujących dziedzinach tematycznych, zwanych tematami prefero-wanymi PS (ang. Preferential Subjects).

• PS1 – parametry dielektryczne i starzenie materiałów izolacyjnych - 11 artykułów,

• PS2 – techniki badawcze stosowane dla napięć UHV z uwzględnieniem HVDC - 5 artykułów,

• PS3 – narzędzia diagnostyczne - 13 ar-tykułów. W artykułach [1-11], należących do

pierwszego tematu preferowanego, opi-sano zagadnienia związane z badaniem materiałów izolacyjnych stałych, ciekłych i gazowych używanych w transformatorach energetycznych wysokiego napięcia, ka-blach elektroenergetycznych, izolatorach liniowych i systemach GIS.

W artykułach [1-3, 5-8, 11] opisano ba-danie parametrów dielektrycznych, efektów zachodzących procesów starzeniowych

Krzysztof SiodłaPolitechnika Poznańska

Materiały i nowoczesne techniki badawcze– Komitet Studiów D1

Materials and Emerging Test Techniques – Study Committee D1

44. SESJA


i wytrzymałości elektrycznej olejów mine-ralnych, estrów naturalnych i mieszanin olejów. Stwierdzono, że obserwacja form zjawisk przedprzeskokowych występują-cych pod wpływem napięcia udarowego może być przydatna do określenia przewi-dywanej/spodziewanej wartości napięcia przeskoku [1]. Obserwacji i pomiarów do-konywano przy użyciu ultraszybkiej kame-ry rejestrującej wyładowania elektryczne w układzie modelowym elektrod odpowia-dającym warunkom rzeczywistym spotyka-nym w transformatorach.

W artykule [2] stwierdzono, że substan-cje dodawane do olejów transformatoro-wych jako antyutleniacze w podwyższonej temperaturze (powyżej 150°C) ulegają rozpadowi z wytworzeniem bardzo agre-sywnych rodników. Powoduje to powsta-wanie produktów przyspieszających pro-cesy starzeniowe zachodzące w oleju oraz może powodować przyspieszoną korozję części metalowych transformatora – rdze-nia, uzwojeń, kadzi. Obserwuje się także osadzanie cząstek siarczanów miedzi na papierze izolacyjnym, co pogarsza jego właściwości. Przebadano nowy rodzaj sub-stancji pełniących w oleju funkcję inhibito-rów utleniania i porównano je z dotychczas używanymi substancjami o ogólnej nazwie Irgamet. Stwierdzono, że niektórzy produ-cenci olejów używają dodatków, które nie są opisane w karcie katalogowej dostar-czanego oleju.

Coraz większą popularność zdobywają estry naturalne i syntetyczne, jako ciecze izolacyjne stosowane w transformatorach. Są one używane wszędzie tam, gdzie za-pewnione muszą być podwyższone wa-runki bezpieczeństwa przeciwpożarowego i brak negatywnego wpływu na środowisko naturalne. Estry naturalne przebadano [5] w układzie modelowym oraz w pełnowy-miarowym przełączniku zaczepów i trans-formatorze, sprawdzając ich odporność na procesy starzeniowe i właściwości ga-zowe. Stwierdzono, że w układach o polu silnie niejednorodnym (takie warunki pracy mogą występować w układzie izolacyjnym przełącznika zaczepów) odstęp między-elektrodowy wypełniony estrami wykazuje gorsze właściwości izolacyjne. Objawia się to mniejszą wytrzymałością elektrycz-

ną w porównaniu z olejem mineralnym, co spowodowane jest innymi warunkami roz-woju zjawiska przeskoku. Estry naturalne wymagają zapewnienia im hermetyczne-go zamknięcia w eksploatowanym urzą-dzeniu, ponieważ niekontrolowany dostęp tlenu i wilgoci bardzo znacznie obniża ich parametry dielektryczne. Obecność tlenu zwiększa lepkość estrów, co wpływa na efektywność chłodzenia transformatora i ogranicza minimalną temperaturę pracy przełącznika zaczepów do około -10°C. Inne właściwości gazowe estrów, w porów-naniu z olejami mineralnymi, powodują, że koniecznym staje się opracowanie nowych schematów interpretacji zawartości gazów rozpuszczonych w oleju wyznaczanych metodą DGA (ang. Dissolved Gas Analy-sis) – krzywe równowagi, trójkąt Duvala. Dotyczy to szczególnie defektów powodo-wanych przez podwyższoną temperaturę pracy.

Autorzy artykułu [6] proponują zasto-sować, opracowany przez nich, nowy typ antyutleniacza dodawanego do oleju mi-neralnego. Jest to substancja zawierają-ca półprzewodzące nanocząstki i charak-teryzująca się zwiększoną odpornością na wchłanianie wody przez olej. Stwier-dzono, że tak zmodyfikowany olej miał większą wytrzymałość elektryczną, wyż-sze napięcie zapłonu wyładowań niezu-pełnych i wykazywał większą odporność na starzenie.

W artykule [7] proponuje się szersze użycie syntetycznych węglowodorów typu M/DBT (Mono/Dibenzylotoluen) jako do-datków do oleju mineralnego. Autorzy porównują parametry oleju mineralnego, estru naturalnego i M/DBT, takie jak wy-trzymałość elektryczna, odporność na wy-ładowania niezupełne i właściwości gazo-we. Stwierdzono, że mieszanina oleju mi-neralnego i 3-10% M/DBT wykazuje lepszą absorpcję gazów i zmniejsza intensywność wyładowań niezupełnych, podczas gdy wytrzymałość elektryczna tak przygoto-wanej cieczy izolacyjnej pozostaje na nie-zmienionym poziomie.

W artykule [8] opisano, w jaki sposób papier nasycony olejem transformato-rowym ulega starzeniu i jak ten proces wpływa na sam olej. Badano efekty jedno-

czesnego starzenia oleju i papieru według procedury opisanej w normie IEC 61125C i zmodyfikowanej na potrzeby przeprowa-dzanych badań. Olej podgrzany do tempe-ratury około 120°C, z umieszczonym w nim papierem izolacyjnym, poddano działaniu strumienia powietrza przez 1300 godzin i mierzono zawartość kwasów zarówno w papierze, w oleju jak i w powietrzu ma-jącym kontakt z olejem. Schemat układu badawczego przedstawiono na rysunku 1. Stwierdzono, że w trakcie utleniania się oleju powstają kwasy, które są absorbowa-ne przez papier. Tłumaczy to fakt, dlaczego nowy olej impregnujący niezestarzony pa-pier wykazuje obecność kwasów dopiero po wielu latach eksploatacji. Nawet w tak ekstremalnych warunkach prowadzenia badań w oleju identyfikowano ciągłą obec-ność krezoli (DBPC), użytych jako inhibito-rów starzenia.

Rys. 1. Schemat układu pomiarowego

użytego do badania zawartości kwasów

w oleju, papierze i powietrzu.

Czas starzenia - 1300 godz., temperatura oleju

i umieszczonego w nim papieru - 120oC [8]

Paper wrapping

Tube AHeated to 120oC

OIL

Tube B

WATER

ph-electrode

Air (2.5 mL/min)

1 3

2

4

Autorzy artykułu [11] opisują, podobne do przytoczonego powyżej, zagadnienie starzenia papieru i preszpanu, ale w es-trze naturalnym Biotemp. Badano zmiany wytrzymałości mechanicznej tych wy-robów celulozowych starzonych w oleju o różnych temperaturach i z różną zawar-tością wody.



Artykuł [4], autorów z Egiptu, opisuje badanie wytrzymałości elektrycznej izo-latorów polimerowych z gumy silikonowej SR (ang. Silicone Rubber) w porównaniu z izolatorami porcelanowymi, użytkowa-nymi w trudnych warunkach pogodowych panujących na terenach pustynnych, któ-rymi są np. burze piaskowe, duże dobowe zmiany temperatury lub wilgotna atmos-fera z dużą zawartością soli występująca na terenach nadmorskich. W wyniku prze-prowadzonego eksperymentu stwierdzo-no, że napięcie przeskoku na izolatorach polimerowych jest zawsze wyższe niż na porcelanowych, gdy oba typy izolatorów poddano działaniu takich samych warun-ków atmosferycznych – mgła solna i war-stwa zabrudzeń na powierzchni. Zaobser-wowano jednak duże zmiany gładkości powierzchni izolatorów polimerowych na skutek działania ziaren piasku w czasie burzy piaskowej.

W artykule [9] poruszono zagadnienie wiarygodności metod monitoringu sta-nu izolacji kabli elektroenergetycznych niskiego napięcia wykonanych z ognio-odpornej gumy etylenowo-propylenowej FR-EPR (ang. Flame Retardant Ethylene--Propylene Rubber). Kable tego typu ukła-dane są na terenie elektrowni atomowych w Japonii i dlatego tak dużą wagę przy-kłada się do opracowania i szerokiego stosowania systemów monitoringu, które umożliwiają wczesne wykrywanie w nich miejsc o zdegradowanej i osłabionej izo-lacji. Prawidłowa ocena stanu kabli jest istotnym elementem bezpiecznej pracy systemu zasilania elektrowni. Stosowana przez autorów metoda badawcza, zwana szerokopasmową spektroskopią impe-dancyjną BIS (ang. Broadband Impedance Spectroscopy), oparta jest na odwrotnej szybkiej transformacie Fouriera IFFT (ang. Inverse Fast Fourier Transform) w za-kresie częstotliwości od 1 do 110 MHz, a jej zastosowanie pozwala zlokalizować potencjalne uszkodzenie kabla z bardzo dużą dokładnością.

Autorzy artykułu [11] opisują procesy degradacyjne zachodzące w powłokach dielektrycznych używanych do pokrywania torów prądowych oraz starzenie izolato-rów wsporczych podtrzymujących te tory

w kompaktowych systemach przesyło-wych izolowanych gazem GIS (ang. Gas Insulated Switchgear/Equipment). Syste-my o zmniejszonych wymiarach stosuje się ze względu na ochronę środowiska, ponieważ zawierają mniej gazu SF6, który uznany został za gaz zwiększający efekt cieplarniany. Mikrodefekty występujące w powłokach ochronnych oraz wewnątrz izolatorów o długościach pomniejszonych w stosunku do tych, które są używane w systemach pełnowymiarowych GIS, w większym stopniu wpływają na bezawa-ryjność pracy układów przesyłowych izolo-wanych gazem.

W artykułach [12-16] należących do drugiego tematu preferowanego PS2 – techniki badawcze stosowane dla napięć UHV z uwzględnieniem HVDC – opisano zagadnienia dotyczące zjawisk przed-przeskokowych i prób napięciowych urzą-dzeń bardzo wysokiego napięcia. Oma-wiano [12] problem stosowania współ-czynnika korekcyjnego uwzględniającego ujemne temperatury panujące podczas prób napięciowych urządzeń przeznaczo-nych do pracy w warunkach napowietrz-nych. Podobne w swej tematyce są arty-kuły [14] i [15].

W artykule [14] opisano procedurę wykonywania prób napięciem pioruno-wym zawierającym chwilowe przepięcia wysokiej częstotliwości w pobliżu szczytu fali udarowej. Próby wykonywano mierząc wytrzymałość powietrznego układu izo-lacyjnego pręt-płaszczyzna i kula-płasz-

czyzna. Zaobserwowano, że gdy udar piorunowy, przykładany do badanego układu, miał polaryzację ujemną, wystą-pienie przepięcia powodowało przeskok tuż po szczycie udaru, w czasie nie dłuż-szym niż około 0,5 μs. Natomiast gdy do badanego układu przykładano udar do-datni z przepięciem, przeskok na bada-nym urządzeniu występował na grzbiecie udaru – po około 10 μs od osiągnięcia wartości szczytowej. Dlatego należałoby stosować różne wartości współczynnika korekcyjnego k dla polaryzacji ujemnej i dodatniej napięcia udarowego pioruno-wego oraz układów z różnymi materiałami izolacyjnymi. Badany układ laboratoryjny przedstawiono na rysunku 2 [14].

Dużym wyzwaniem dla konstruktorów jest zbudowanie pomiarowego dzielnika bardzo wysokiego napięcia udarowego, cechującego się liniową charakterystyką w całym zakresie mierzonego napięcia w odniesieniu do jego wartości i kształtu. Autorzy artykułu [16] opisują rozważania teoretyczne i badania eksperymentalne wykonane dla dzielnika pojemnościowego na napięcie do 2,4 MV.

W artykułach [17-28] należących do trzeciego tematu preferowanego PS3 – na-rzędzia diagnostyczne – opisano zagadnie-nia dotyczące urządzeń, metod i procedur pomiarowych stosowanych do badania stanu urządzeń elektroenergetycznych wy-sokiego napięcia i zarządzania ich pracą. Bardzo dużo uwagi poświęca się bada-niom transformatorów, jako najdroższych i najbardziej istotnych elementów systemu energetycznego, ale opisywane są także metody badania pozostałych urządzeń, ta-kich jak kable, aparatura łączeniowa i sys-temy GIS.

W dalszym ciągu szeroko stosowane są różnego rodzaju metody (elektryczna, akustyczna, chemiczna, optyczna) do ba-dania poziomu wyładowań niezupełnych oraz strat dielektrycznych w urządze-niach, co pozwala określić stan ich ukła-du izolacyjnego, stopień zestarzenia oraz z dużą ostrożnością szacować pozostały czas eksploatacji [17]. Na podstawie ta-kich badań możliwe jest optymalne zarzą-dzanie majątkiem sieciowym, z uwzględ-nieniem konieczności przeprowadzenia

Rys. 2. Generator napięcia udarowego

piorunowego oraz badany powietrzny

układ izolacyjny w trakcie prób

w Brandenburgische Technische Universität

w Cottbus, Niemcy [14]

44. SESJA


niezbędnych remontów, planowania inwestycji i reinwestycji, złomowania urządzeń, których dalsza eksploatacja zagrażać może awarią i zakłóceniami w pracy systemu elektroenergetycznego. Badania prowadzone metodami pomia-ru napięcia powrotnego RVM (ang. Re-covery/Return Voltage Measurements), spektroskopii dielektrycznej w dziedzinie częstotliwości FDS (ang. Frequency Die-lectric/Domain Spectroscopy) i w dziedzi-nie czasu TDS (ang. Time Domain Spec-troscopy), prądów polaryzacji i depolary-zacji PDC (ang. Polarisation and Depo-larisation Currents), analizy odpowiedzi układu w dziedzinie częstotliwości FRA (ang. Frequency Response Analysis), po-zwalają na opracowanie systemów eks-perckich niezbędnych do oceny jakości eksploatowanych urządzeń i ułatwiają-cych prowadzenie polityki inwestycyjnej [18, 21]. Stosowanie systemów eksperc-kich, wyposażonych w samouczące się sztuczne sieci neuronowe, ułatwia także interpretację wyników wykonywanych badań, pozwala na oddzielenie infor-macji istotnych od mniej ważnych (nie-wpływających bezpośrednio na działanie urządzenia), umożliwia generowanie ko-munikatów, ostrzeżeń i sygnałów o praw-dopodobnej, zbliżającej się awarii [20]. Porównanie wyników badań wykonanych w warunkach laboratoryjnych na mode-lach urządzeń oraz pomiarów na rzeczy-wistych urządzeniach pracujących w sys-temie elektroenergetycznym umożliwia utworzenie baz danych, niezbędnych do oceny stanu układu izolacyjnego urzą-dzenia, porównania zmian zachodzących w trakcie eksploatacji pomiędzy kolejny-mi badaniami okresowymi, a w efekcie przedsięwzięcie odpowiednich kroków co do dalszej eksploatacji elementów syste-mu [18].

Autorzy artykułu [19] proponują, aby w badaniach GIS zastąpić próbę napię-ciem udarowym piorunowym, pomiarem wyładowań niezupełnych za pomocą wy-sokoczułego układu z niskoszumowymi, szerokopasmowymi czujnikami współ-pracującymi z wzmacniaczami o dużym wzmocnieniu. Proponowana metoda może być stosowana zarówno u wytwór-

cy, jak i w miejscu zainstalowania systemu GIS. Pozwala na wykrycie zanieczyszczeń i obecności cząstek o swobodnym poten-cjale znajdujących się na powierzchni izo-latorów odstępnikowych, co dotychczas realizowano w trakcie badań napięciem udarowym.

W artykule [21] opisano metody RVM i IRC (ang. Isotherm Relaxation Current measurement) stosowane do badania kabli z izolacją papier-syciwo, gumową i polime-rową, jako nieinwazyjne i niedestrukcyjne, pozwalające na określenie strat dielek-trycznych występujących w izolacji, czego przyczyną może być na przykład drzewie-nie wodne. Użycie aproksymacji Hamona pozwala połączyć zalety metod pomia-rowych działających w dziedzinie czasu i częstotliwości, co skraca czas niezbędny do wykonania badań stanu izolacji kabli elektroenergetycznych.

Artykuł [22] autorów z Chin porusza zagadnienie lokalizacji występowania wy-ładowań niezupełnych (wnz) wewnątrz transformatora przy użyciu metody opartej na pomiarze różnic czasowych RF (ang. Radio Frequency). Zastosowany układ pomiarowy pozwala na detekcję sygna-łów wnz o intensywności od około 500 pC, a miejsce występowania źródła tych sy-gnałów może być zlokalizowane z dokład-nością około 30 cm.

Autorzy artykułu [23] opisują za-gadnienie podobne do powyższego, ale z zastosowaniem pomiarów w dziedzinie ultrawysokich częstotliwości UHF do lo-kalizacji występowania wyładowań niezu-pełnych w GIS, jak i w transformatorach. Zazwyczaj stosowanie dwóch czujników wystarcza do lokalizacji źródła wyładowań w układzie izolowanym gazem (rys. 3), podczas gdy na transformatorze należy umieścić co najmniej cztery sensory, aby zbadać wybraną jego część. Badanie całego urządzenia wymaga użycia wielu czujników rozmieszczonych na całej kadzi transformatora.

W artykule [24] opisano system po-miarowy skonstruowany do badania wy-ładowań niezupełnych w izolacji kabli w miejscu ich zainstalowania. System umożliwia pomiar intensywności wnz oraz lokalizację występowania ich źródła.

Użyte specjalistyczne oprogramowanie i zastosowane algorytmy obróbki sygna-łów pozwalają na wydzielenie sygnałów pochodzących od wyładowań niezupeł-nych spośród szumów i zakłóceń ze-wnętrznych, które mogą być dosyć inten-sywne, szczególnie w rozdzielni wysokie-go napięcia.

Artykuły [26-28] poświęcone są ba-daniom transformatorów energetycz-nych. Opisany jest wpływ związków siarki, takich jak np. siarczek miedzi Cu2S, powstający w oleju izolacyjnym i osadzający się na papierze, na degra-dację papieru i związane z tym niebez-pieczeństwo awarii transformatora [26]. Zaproponowano tzw. model Montesa, który umożliwia określenie przewodno-ści papieru z osadzoną warstwą siarcz-ku miedzi z uwzględnieniem temperatury i zawartości wody w papierze. W artyku-le [27] autorzy proponują wykorzystanie spektroskopii w bliskiej podczerwieni NIR (ang. Near Infra-Red) do określenia zawartości wody w papierze izolacyj-nym. Artykuł [28] opisuje badania stanu uzwojeń transformatora metodą analizy odpowiedzi częstotliwościowej FRA (ang. Frequency Response Analysis).

Zagadnienie badania izolacji kabli wysokiego napięcia omawiają autorzy ar-tykułu [29], którzy analizują dane pomia-rowe w celu określenia aktualnego stanu izolacji kabli i próbują przewidzieć czas ich dalszej eksploatacji. Stosują staty-stykę Weibulla oraz model Crow-AMSAA i PHM (ang. Proportional Hazard Mo-del). Badania wykonywane były zarówno

Rys. 3. Przykładowe umieszczenie dwóch

sensorów S1 i S2 wystarczające do lokalizacji

źródła wyładowań niezupełnych

w przedziale GIS. E1 i E2 – fale akustyczne

UHF rozprzestrzeniające się od miejsca

powstawania wyładowań niezupełnych [23]

S2S1

E2E1



na próbkach jak i na rzeczywistych ka-blach. Ich wyniki pozwalają osobom za-rządzającym pracą systemu podejmo-wanie optymalnych decyzji dotyczących warunków eksploatacji, utrzymania ru-chu, planowanie remontów, konserwacji i wymiany odcinków kabli stwarzających zagrożenie uszkodzenia.

REFERATY KOMITETU STUDIóW D1

[1] D1-101. Torshin Y.V., Prediction of the impul-

se breakdown voltage of the mineral trans-

former oil from predischarge phenomena.

[2] D1-102. Schaut A., Eeckhoudt S., Effect of

triazole additives in transformer oils.

[3] D1-103. Bertrand Y., Tran-Duy C., Murin V.,

Schaut A., Autru S., Eeckhoudt S., MV/LV

distribution transformers: research on pa-

per ageing markers.

[4] D1-104. Arafa B.A., Nosseir A., Effect of

severe sandstorms on the performance of

polymeric insulators.

[5] D1-105. Frotscher R., Vukovic D., Jovale-

kic M., Tenbohlen S., Harthun J., Perrier

C., Schäfer M., Behaviour of ester liquids

under dielectric and thermal stress – from

laboratory testing to practical use.

[6] D1-106. Lv Y.Z., Du Y.F., Zhou J.Q., Li

X.X., Chen M.T., Li C.R., Wang G.L., Na-

noparticle effect on electrical properties of

aged mineral oil based nanofluids.

[7] D1-107. Walker J., Valot A., Wang Z.D., Liu

X.Yi, Q., M/DBT, new alternative dielectric

fluids for transformers.

[8] D1-108. Wiklund P., Biverstal A., Pahla-

vanpour B., Nunes J., Study on formation

of low molecular acids form aging of cellu-

lose and insulating oil.

[9] D1-109. Ohki Y., Hirai N., Yamamoto T.,

Minakawa T., Okamoto T., Improvement of

inspection and maintenance procedures of

polymeric cable insulation used in nuclear

power plants in Japan.

[10] D1-110. Hama H., Okabe S., Miyashita

M., Ageing evaluation of insulation ma-

terials for environmentally-friendly com-

pact gas-insulated equipment.

[11] D1-111. Duart J-C., Bates L.C., Key E.W.,

Asano R. JR, Cheim L., Cherry D.B., Cla-

iborne C.C., Thermal aging study of cel-

lulosic materials in natural ester liquid for

hybrid insulation systems.

[12] D1-201. Lokhanin A., Koryavin A., Volko-

va O., Goldshtein M., Choice of the test

switching pulse and amendments on at-

mospheric conditions for UHV external in-

sulation.

[13] D1-202. Marzinotto M., Mazzanti G., A

procedure for space charge measure-

ments in full-size HVDC extruded cables

in order to acess the electric field in the

insulation wall.

[14] D1-203. Hinow M., Pietsch R., Steiner T.,

Schwarz H., Investigations on lightning im-

pulses with well-defined overshoots.

[15] D1-204. Okabe S., Tsuboi T., Ueta G.,

Yamagata Y., Study of lightning impulse

test waveforms for UHV equipment.

[16] D1-205. Li Y., Voltage linearity of scale

factor and wave shape parameters of UHV

impulse voltage dividers.

[17] D1-301. Anandkuraman A., Sedding H.G.,

Ageing management of cables in nuclear

power plants.

[18] D1-302. Csépes G., Németh B., Vörös C.,

Practicable expert system for the impro-

ved interpretation of dielectric response

diagnostic methods of power transfor-

mers.

[19] D1-304. Hoek S.M., Neuhold S.M., Tuned

medium band UHF PD measurement sys-

tem for GIS.

[20] D1-305. Nejedly J., Halbwirth H., Scre-

ening of 400 kV and 220 kV power trans-

formers through of DGA.

[21] D1-306. Petzold F., Götz D., Schlapp H.,

Putter H.T., Oetjen H., Hampton N., Perkel

J., Suitability of Hamon approximation for

dielectric condition assessment on electric

power assets with high capacitance.

[22] D1-307. Zheng S.S., Li C.R., Tang Z.G.,

Chang W.Z., Zhou B., Research and

application of ultra-wide-frequency me-

thod used for PD location in transfor-

mers.

[23] D1-308. Girodet A., Fifi S., Gautschi D.,

Luna G., Lebreton R., Improvement of de-

fect defection by measurement of the UHF

signal transmission inside single phase

and three phase encapsulated GIS and

power transformers.

[24] D1-309. Garnacho F., Sanchez-Uran

M.A., Ortego J., Alvarez F., Perpinan

O., Puelles E., Moreno R., Prieto D.,

Ramos D., New procedure to determine

insulation condition of high voltage

equipment by means of PD measure-

ments in service.

[25] D1-310. Seo I.J., Koo J.Y., Lee Y.J.,

Lee B.W., Kim J.T., Identification of

insulation defects by modified chaotic

analysis of partial discharge under DC

stress.

[26] D1-311. Montes-Fernandez R., Garcia-

-Colon V.R., Guzman Lopez A., Damage

assessment for transformer windings sub-

jected to corrosive oil exposure using die-

lectric spectroscopy.

[27] D1-312. Rodriguez - Rodriguez J.H.,

Martinez - Pinon F., Alvarez -Chavez

J.A., Near-infrared direct optical tech-

niques for the measurement of water

content in oil-paper insulation to avo-

id Oommen’s moisture equilibrium cu-

rves.

[28] D1-313. Bagheri M., Salay Naderi M.,

Blackburn T.R., Phung T., A case stu-

dy on FRA capability in detection of

mechanical defects within a 400 MVA

transformer.

[29] D1-314. Zhou C., Jing X., Tang Z., Jiang

W., Alkali B., Zhou W., Yu J., Statistical

approaches for analysis of failure data in

power cables.

CIGRE

44. SESJA


Misją Komitetu Studiów D2 „Systemy informatyczne i telekomunikacja” jest:• ułatwianie i promowanie postępu inży-

nierii systemów teleinformatycznych i te-lekomunikacji w obszarze elektroener-getyki oraz międzynarodowej wymiany informacji i wiedzy w tej dziedzinie;

• uzupełnianie wiedzy teleinformatycznej poprzez opracowanie najlepszych prak-tyk oraz zaleceń.Plan Strategiczny na lata 2012-2021 okre-

śla następujące cele Komitetu Studiów D2:

• większe ukierunkowanie na zaspokaja-nie oczekiwań odbiorców prac SC/D2;

• aktywne wsparcie grup roboczych;• utrzymanie równowagi pomiędzy syste-

mami informatycznymi, telekomunika-cyjnymi, telesterowania i automatyki;

• promowanie prac wykonanych przez Komitet Studiów wśród odbiorców.Referaty omawiane na sesji tematycz-

nej Komitetu Studiów D2 w ramach 44. Sesji Generalnej CIGRE koncentrowały się wokół dwóch tematów wiodących.

1. Rozproszone platformy informatyczne dla elektroenergetyki przyszłości:a) nowa architektura operacyjnych

systemów informatycznych,b) systemy rezerwowe i systemy za-

chowania ciągłości działania,c) aplikacje w chmurze obliczeniowej

i platformy udostępniające usługi,d) bezpieczeństwo w cyberprzestrzeni.

2. Połączone systemy informatyczne wspierające konkurencyjne rynki:a) nowe rozwiązania informatyczne.

Tomasz SzudejkoPSE S.A.

Systemy informatyczne i telekomunikacja – Komitet Studiów D2

Information Systems and Telecommunication – Study Committee D2

Tabela 1Zestawienie i podział referatów pierwszego tematu wiodącego

Numer Tytuł AR BU CC CS

D2-101Budowa platformy informatycznej na potrzeby zbierania, przetwarzania i transferu danych pomiarowych pomiędzy obiektami energetycznymi i centrami sterowania

X

D2-102 Bezpieczeństwo w cyberprzestrzeni: usługi systemowe dla ochrony cyfrowych systemów automatyki stacyjnej X X

D2-103 Bezpieczeństwo sieciowe zautomatyzowanej stacji X X

D2-104Zagrożenie bezpieczeństwa i rozwiązania redukujące jego wpływ w przypadku ataku na połączenia transgraniczne europejskiej sieci energetycznej

X

D2-105 Systemy awaryjnego sterowania w sytuacji niedostępności systemu SCADA X X

D2-106 Wpływ wydajności teleinformatyki na systemy WAMC (Wide Area Monitoring and Control) X

D2-107Charakterystyka ataków w cyberprzestrzeni i klasyfikowanie zabezpieczeń: kluczowe elementy przy projektowaniu architektury zabezpieczeń przedsiębiorstw energetycznych (EPUs)

X

D2-108 Rozproszone platformy informatyczne na przykładzie japońskich przedsiębiorstw elektroenergetycznych X X X

D2-109 Monitorowanie i sterowanie inteligentną siecią przesyłową na przykładzie systemu EAM X

D2-110 Wdrożenie rozproszonych platform informatycznych na potrzeby zarządzania systemem elektroenergetycznym X X

D2-111 Niezawodna sieć telekomunikacyjna dla zaawansowanych aplikacji Smart Grid X X

D2-112 System monitoringu sieci optycznej „Red Electrica de Espana” X X

D2-113 Nowa architektura operacyjnych systemów informatycznych przedsiębiorstwa elektroenergetycznego X X

D2-114 Innowacyjna architektura systemów informatycznych meksykańskiego przedsiębiorstwa elektroenergetycznego X

D2-115 Nowe centra sterowania na potrzeby indyjskiego systemu elektroenergetycznego X X X

D2-116 Bezpieczeństwo informatyczne platformy telekomunikacyjnej Chesf (Sao Francisco Hydroelectric Company) X

D2-117 Rozbudowa sieci telekomunikacyjnej Chesf X



b) nowe rozwiązania telekomunika-cyjne.

c) analiza ryzyka i możliwości.Przesłano z trzynastu krajów siedem-

naście referatów tematycznie związanych z grupą pierwszą oraz z pięciu krajów pięć referatów poruszających problemy grupy drugiej.

Rozproszone platformy informatyczne dla

elektroenergetyki przyszłości

Wpływ nowych technologii na sieci i systemy informatyczne znacznie zwiększył się w ostatnich latach. Dobrym przykła-dem jest wykorzystanie protokołów komu-nikacyjnych IP oraz przeniesienie aplikacji i usług do chmury obliczeniowej. Z drugiej strony rosnące potrzeby wymiany danych wewnątrz przedsiębiorstwa elektroener-getycznego (EPU – Electric Power Utility) oraz z jego otoczeniem przyczyniają się do większej złożoności projektowania i zabez-pieczania usług informatycznych.

Temat obejmował zarówno zagadnie-nia związane z systemami zapasowymi oraz z zachowaniem ciągłości usług do-starczanych przez systemy operacyjne przedsiębiorstwa elektroenergetycznego, jak też kwestie dotyczące technologiczne-go rozwoju teleinformatyki:a) nowa architektura operacyjnych syste-

mów informatycznych (AR), b) systemy rezerwowe i systemy zachowa-

nia ciągłości działania (BU), c) aplikacje w chmurze obliczeniowej

i platformy udostępniające usługi (CC),d) bezpieczeństwo w cyberprzestrzeni (CS).

Nowa architektura operacyjnych systemów informatycznych

Referat D2-106 ze Szwecji. Autorzy poddali wnikliwej analizie architekturę teleinformatyczną, która powinna speł-niać rygorystyczne wymagania związa-ne z ogromną ilością aktualnych danych z aplikacji, takich jak Wide Area Monitoring and Control (WAMC). Zostały przeanalizo-wane i porównane dwa rodzaje architektu-ry teleinformatycznej.

Referat D2-109 z Chin. Autorzy przed-stawili nowoczesny system monitorowania i sterowania inteligentną siecią przesyłową. Umożliwia on wielowarstwową prezentację danych, analizę wydajności zasobów i szeroki zakres sterowania obiektami. Pozwala to na lepsze monitorowanie zachodzących proce-sów oraz alarmowanie o zagrożeniach.

Referat D2-111 z Hiszpanii. Autorzy zaprezentowali architekturę informatyczną o wysokiej niezawodności, umożliwiającą udostępnianie wielu usług i sieci telekomu-nikacyjnych zgodnie z wymaganiami Smart Grid. Architektura umożliwia zachowanie równowagi pomiędzy bezpieczeństwem, ja-kością, niezawodnością i dostępnością. Pre-zentowane rozwiązanie zostało wdrożone w ramach projektu Malaga Smart City.

Referat D2-114 z Meksyku. Autorzy opisali architekturę teleinformatyczną na-wiązującą do uznanych standardów i naj-lepszych rozwiązań stosowanych w prak-tyce. Wybrana architektura jest w stanie zapewnić terminową, bezpieczną i nieza-wodną wymianę informacji pomiędzy róż-nymi procesami w systemie. Architektura jest skalowalna oraz wykazuje odporność na chwilowe przerwy w komunikacji.

Referat D2-117 z Brazylii. Autorzy opi-sali metody rozbudowy sieci telekomuni-kacyjnych w celu stworzenia nowoczesnej architektury teleinformatycznej, umożliwia-jącej udostępnianie usług nowej generacji. W ramach tej architektury są stosowane protokoły IP i MPLS-TP, wspierające sze-rokie spektrum aplikacji, w tym telefonię IP i automatykę stacyjną zgodną ze standar-dem IEC-61850.

Wybrane problemy tematu Nowa architektura operacyjnych

systemów informatycznych

Coraz więcej przedsiębiorstw elektro-energetycznych wykorzystuje IP i Ether-net jako protokoły komunikacyjne. Daje to większą elastyczność, ale wiąże się także z pewnymi wyzwaniami.

Pytanie 1.1: Cykl życia stosowanych produktów teleinformatycznych jest coraz krótszy. Większość z nich musi być aktuali-zowana regularnie lub wymieniana. Ma to wpływ na dostępność dostarczanych

usług. Jak sobie radzić z tym problemem? Jaki ma to wpływ na niezawodność, do-stępność, koszty?

Pytanie 1.2: Nowoczesne sieci i syste-my są oparte na technicznie zaawansowa-nych rozwiązaniach komunikacyjnych, ta-kich jak IEC-61850 i MPLS. Sieci te muszą być zarządzane. Większość firm, a nawet niektórzy dostawcy nie mają wystarcza-jącej liczby wykwalifikowanych pracowni-ków. Jak sobie z tym radzić? Jak należy zorganizowany dział teleinformatyki?

Pytanie 1.3: Prawie wszystkie firmy nadal wykorzystują protokół IPv4. Sieci komputerowe rozrastają się bardzo szyb-ko: jest coraz więcej usług i serwerów. Czy firmy stosują protokół IPv6 w swoich sieciach? Z jakimi wyzwaniami trzeba się liczyć w trakcie migracji do IPv6?

Systemy rezerwowe i systemy zachowania ciągłości działania

System zachowania ciągłości działania należy rozumieć jako zestaw środków tech-nicznych i organizacyjnych umożliwiających, w przypadku poważnej awarii lub katastrofy, utrzymanie ciągłości realizacji lub jak naj-szybsze odtworzenie najważniejszych proce-sów biznesowych przy minimalizacji wpływu zaistniałej sytuacji na ich działanie.

Referat D2-105 z Tajlandii. Dokument prezentuje koncepcję wielopoziomowych systemów rezerwowych na okoliczność wystąpienia awarii systemu SCADA. Przedstawiona koncepcja zwiększa od-porność, niezawodność i dostępność usług w ramach rozsądnego budżetu.

Referat D2-110 z Japonii. Dokument opisuje budowę i wykorzystanie wielu rozległych, redundantnych systemów roz-proszonych w japońskich firmach energe-tycznych. Projekty te zapewniają utrzyma-nie ciągłości dostaw energii elektrycznej w przypadku katastrof na szeroką skalę, takich jak trzęsienia ziemi. Referat prezen-tuje szereg wdrożeń.

Referat D2-112 z Hiszpanii. Dokument przedstawia cechy systemu monitorowa-nia sieci optycznej. System pozwala na wykrywanie incydentów i awarii sieci oraz ich precyzyjnej lokalizacji. Dodatkowo umożliwia on monitorowanie sieci w czasie

44. SESJA


rzeczywistym, co jest wykorzystywane do prewencyjnego wykrywaniu potencjalnych incydentów. Wdrożenie spowodowało po-prawę jakości usług utrzymania sieci.

Referat D2-115 z Indii. Dokument opi-suje duże zmiany na półwyspie Indyjskim dotyczące architektury systemów wymiany informacji, hierarchii centrów sterowania, tworzenia zapasowych centrów sterowa-nia, integracji WAMS oraz systemów bez-pieczeństwa teleinformatycznego. Doku-ment ilustruje strategie migracji w obszarze zbierania (akwizycji) danych, pracy równo-ległej nowych i istniejących systemów oraz aspekty ich integracji.

Wybrane problemy tematuSystemy rezerwowe i systemy zachowania ciągłości działania

Systemy rezerwowe i systemy zachowa-nia ciągłości działania, jak również infrastruk-tura, odgrywają kluczową rolę w budowaniu rozwiązań wysokiej dostępności, odpornych na działanie naturalnych kataklizmów lub in-nych awarii. Systemy te w większości wyko-rzystują rozwiązania teleinformatyczne.

Pytanie 1.4: Większość przedsiębiorstw elektroenergetycznych nadal posiada sie-ci PDH/SDH oraz inne systemy niestan-dardowe. W jaki sposób można utworzyć systemy rezerwujące te sieci i systemy wy-korzystując nowe technologie? Czy da się zaplanować etapową migrację tych syste-mów do systemów zgodnych z nowocze-snymi standardami?

Pytanie 1.5: Systemy rezerwowe i syste-my zachowania ciągłości działania wykorzy-stują zarówno oprogramowanie jak i sprzęt. Wymagają one częstych aktualizacji. Stare wersje produktów są zwykle bardzo nieza-wodne i mają długi cykl życia. Jaka jest war-tość nowoczesnych rozwiązań teleinforma-tycznych w porównaniu z poprzednimi (nie standardowymi) produktami?

Aplikacje w chmurze obliczeniowej i platformy udostępniające usługi

Referat D2-101 z Rosji. Dokument opisuje implementację nowoczesnej, wielkoskalowej platformy informatycznej, przeznaczonej do zbierania, przetwarza-

nia i przesyłania danych pomiarowych, w połączeniu z rozwojem nowych algoryt-mów i modeli matematycznych. Platforma umożliwia obliczenia parametrów syste-mów energetycznych z wyższą rozdziel-czością, co pozwala na lepsze monitoro-wanie działania centralnych i lokalnych automatycznych układów sterowania i re-gulacji.

Referat D2-108 z Japonii. Dokument prezentuje doświadczenia z wykorzystania wirtualnej chmury obliczeniowej i opro-gramowania otwartego. Osiągnięto więk-szą moc obliczeniową, która przetwarza w czasie rzeczywistym bardzo duże ilości danych. Druga część dokumentu opisuje politykę bezpieczeństwa w środowisku wir-tualnej chmury.

Referat D2-113 z USA. Dokument pro-ponuje innowacyjne podejście w projek-towaniu operacyjnych systemów informa-tycznych. Powodem nowego rozwiązania jest konieczność sprostania większej liczbie danych niż dotychczas, większej złożoności przetwarzania, interakcji i integracji z innymi systemami. Wirtualizacja jest stosowana do tworzenia elastycznych, rozproszonych platform przetwarzania danych.

Wybrane problemy tematuAplikacje w chmurze obliczeniowej i platformy udostępniające usługi

Przewiduje się znaczny wzrost zapo-trzebowania na moc obliczeniową nie-zbędną do przetwarzania dużych ilości danych. Będzie to wymagane do popraw-nego zarządzania Smart Grid i dużych systemów elektroenergetycznych z wy-korzystaniem np. Wide Area Monitoring/Phasor Measurement Unit. Wykorzystanie rozproszonego przetwarzania i chmury obliczeniowej świadczą o znacznym roz-woju w tym obszarze.

Pytanie 1.6: Sieci i systemy operacyj-ne (biznesowe) migrują w kierunku biuro-wej teleinformatyki. Czy nadal są aktualne argumenty o niełączeniu biurowych sieci z technologicznymi (skoro wszystko jest oparte na IP)? Systemy i sieci technolo-giczne wykorzystują sieci teleinformatycz-ne. Jak powinna być zorganizowana telein-formatyka teraz, a jak w przyszłości?

Pytanie 1.7: Obliczenia w chmurze i oprogramowanie jako usługa stają się powszechne, tańsze i coraz bardziej bez-pieczne. Czy jest to rozwiązaniem proble-mu braku wykwalifikowanych pracowników i sposób na ograniczanie kosztów IT? Kie-dy wykonać migrację do nowego środowi-ska? Jeśli nie, to dlaczego i jakie są alter-natywy?

Bezpieczeństwo w cyberprzestrzeni

Referat D2-102 z Włoch. Dokument przedstawia najlepsze doświadczenia praktyczne autorów, dotyczące bezpie-czeństwa w cyberprzestrzeni. Określa różnice pomiędzy teleinformatyką korpo-racyjną i cyfrowymi systemami automatyki stacyjnej (DSAS). Prezentuje praktyczne zalecenia w zakresie logicznych i fizycz-nych topologii sieci stacyjnej. Opisuje tak-że, jak radzić sobie z kwestią mobilnych mediów w ramach stacji takich jak pamięci USB i CD/DVD.

Referat D2-103 z Nowej Zelandii. Do-kument wykorzystuje dziesięcioletnie do-świadczenia dotyczące bezpieczeństwa w cyberprzestrzeni. Opisuje wizję kom-pleksowego procesu definiowania i roz-woju bezpieczeństwa sieci poprzez bu-dowę modeli w celu zredukowania złożo-ności zagadnienia. Wynikiem jest zestaw narzędzi do definiowania architektury i projektowania stref związanych z różny-mi wymaganiami, dotyczącymi poziomu bezpieczeństwa.

Referat D2-104 z Polski. Dokument kla-syfikuje zagrożenia bezpieczeństwa telein-formatycznego transgranicznych połączeń europejskiej sieci energetycznej. Identy-fikuje możliwe negatywne skutki ataków wynikających z omawianych zagrożeń, w odniesieniu do urządzeń IED (Intelligent Electrical Devices), systemów SCADA i sieci operacyjnych. Przedstawia sposoby minimalizowania zagrożeń i zapobiegania możliwym atakom.

Referat D2-107 z Francji. Dokument prezentuje nowe podejście do modelowa-nia cyberataku w kompleksowym zarządza-niu bezpieczeństwem teleinformatycznym w elektroenergetycznych systemach stero-wania. Jednym z opisywanych aspektów jest



określenie możliwości powodzenia danego ataku, a także przewidywanie jego skutków. Dokument prezentuje metodę klasyfikowania zabezpieczeń na tle istniejących standardów i najlepszych doświadczeń praktycznych.

Referat D2-116 z Brazylii. Dokument opisuje proces wdrażania standardu ISO/IEC 27000 w dziale telekomunikacji przed-siębiorstwa Chesf (Sao Francisco Hydro-electric Company). Wdrożenie wykorzystu-je analizę luk bezpieczeństwa w zasobach, prawdopodobieństwa i skutków ryzyk. Do-kument prezentuje osiągnięte sukcesy oraz nowe wyzwania.

Wybrane problemy tematuBezpieczeństwo w cyberprzestrzeni

Bezpieczeństwo w cyberprzestrzeni jest aktualnie jednym z najważniejszych aspektów zarządzania systemami i siecia-mi operacyjnymi, przy czym koszty tego bezpieczeństwa stale rosną.

Pytanie 1.8: Czy mamy pewność, że użytkownicy i administratorzy IT nie uży-wają domyślnych nazw użytkowników lub standardowych haseł?

Pytanie 1.9: Bezpieczeństwo w cyber-przestrzeni jest związane z wieloma ryzy-kami. Jakie są największe ryzyka, które należy brać pod uwagę? Cyberprzestęp-czość? Cyberwojna?

Pytanie 1.10: Zarządy przedsiębiorstw elektroenergetycznych zwykle nie są za-angażowane w proces wdrażania bez-pieczeństwa teleinformatycznego. Jest to zwykle spowodowane brakiem czasu, chę-ci lub wiedzy. Jak ważne jest takie zaanga-żowanie? Jak dotrzeć do zarządu i zyskać jego zrozumienie i zaangażowanie?

Pytanie 1.11: Bezpieczeństwo tele-informatyczne jest trudne do zmierzenia. Jakimi miarami można ocenić bezpieczeń-stwo? Czy są jakiekolwiek standardy lub dobre praktyki w tym zakresie?

Połączone systemy informatyczne wspierające

konkurencyjne rynki

W dzisiejszych czasach przedsiębior-stwa elektroenergetyczne (EPU) na całym świecie muszą zmierzyć się z napływem rozwiązań i aplikacji teleinformatycznych. Od kiedy rynki energii elektrycznej zostały częściowo lub całkowicie zliberalizowane, sprawna teleinformatyka jest wręcz warun-kiem funkcjonowania EPU.

Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne, zarówno przesyłowe jak i dystrybucyjne, muszą szybko reagować na nowe wy-zwania przystosowując swoje wewnętrzne struktury do wymagań regulatorów i rosz-czeń innych interesariuszy oraz wdrażając zintegrowane systemy teleinformatyczne. Co więcej, EPU odgrywają główną rolę we wdrażaniu inteligentnych urządzeń w ob-szarach, gdzie dotychczas były one pomi-jane lub dostępne na małą skalę, np. w do-mach odbiorców.

Przyszłość Smart Grid wiąże się z połą-czeniem wszystkich interesariuszy w spo-sób interaktywny, zapewniając automatykę niezbędną do doskonalenia zarządzania energią elektryczną oraz dostarczając in-formacji o jej zużyciu w czasie rzeczywi-stym. Jest to korzystne zarówno dla do-stawców energii, operatorów sieciowych, jak i odbiorców.

Temat bezpieczeństwa obejmował:a) nowe rozwiązania informatyczne (MS);b) nowe rozwiązania telekomunikacyjne

(SC);c) analiza ryzyka i możliwości (RO).

Nowe rozwiązania informatyczne

Referat D2_201 z Hiszpanii. Dokument opisuje wdrożenie systemu AMI (Advanced Metering Infrastructure), utworzonego przy wykorzystaniu architektury zorientowanej na usługi (SOA - Service Oriented Architec-ture), w którym setki/tysiące koncentratorów danych tworzą geograficznie rozproszone środowisko informatyczne. Koncentratory są najbardziej krytycznym elementem tego systemu w związku z istotnym wpływem ich kosztu na całą rozległą sieć systemu AMI. Nowoczesne koncentratory danych są odpowiedzialne za zarządzanie lokalnymi sieciami, do których są podłączone inteli-gentne liczniki. Wbudowane w koncentra-torach serwery WEB umożliwiają wymianę informacji z użytkownikami systemu lub z innymi systemami informatycznymi, bę-dącymi częścią architektury sieciowej AMI. Głównym zadaniem koncentratorów jest wymiana danych z systemami zarządzania pomiarami (Meter Data Management sys-tems - MDM) przy wykorzystaniu techniki Web Services. Konfiguracja i zarządzanie siecią są przedstawione jako kluczowe udo-godnienia w działaniu systemów AMI, wy-korzystujących koncentratory danych.

Referat D2-202 z Egiptu. Dokument opisuje kluczowe systemy i aplikacje IT wymagane do prawidłowego funkcjono-wania nowoczesnego przedsiębiorstwa dystrybucyjnego energii elektrycznej,

Tabela 2Zestawienie i podział referatów tematu wiodącego PS2

Numer Tytuł MS SC RO

D2-201Rozproszona architektura IT stosowana w ramach wdrożeń bezpiecznej, zaawansowanej infrastruktury pomiarowej

X X

D2-202Zastosowanie systemów informatycznych i telekomunikacyjnych do rozwoju usług dostarczanych przez sektor energetyczny

X X

D2-203Rozwój systemów teleinformatycznych do zarządzania systemem elektroenergetycznym i zderegulowanymi rynkami w oparciu o Smart Grid

X X

D2-204 Kwestie prywatności i bezpieczeństwa związane z inteligentnymi licznikami X

D2-205Od czujnika do iPhone-a: wielowarstwowa architektura IT, przeznaczona do publikacji danych związanych z generacją wiatrową

X X

44. SESJA


dążącego do spełnienia wymagań zgod-nych z międzynarodowymi standardami jakości. Nowoczesne rozwiązania tech-niczne, które zostały zastosowane w celu poprawy działania i jakości usług świad-czonych dla klientów są kluczowe dla fir-my wchodzącej na konkurencyjny rynek energii elektrycznej.

Referat D2-203 ze Szwecji. Dokument podkreśla krytyczną rolę systemów teleko-munikacyjnych energetyki w infrastrukturze Smart Grid. Opisuje ewolucję tych syste-mów telekomunikacyjnych, a także syste-mów sterowania, od „zautomatyzowanych wysp” do w pełni zintegrowanych syste-mów. Autor podkreśla, że wprowadzenie do sieci energetycznej urządzeń inteligent-nych tworzy przesłanki transformacji tej sieci w kierunku Smart Grid, np. inteligent-ne liczniki jako rozwiązania zorientowane na klienta, wykorzystanie energii wiatrowej, nowe rozwiązania SCADA/EMS.

Referat D2-205 z Francji. Dotyczy projektów RTE do publikacji danych do-tyczących zużycia energii elektrycznej we Francji, francuskiego „energy-mix”, wpły-wu produkcji energii elektrycznej na emisję CO2 oraz prognozowania generacji wiatro-wej. W szczególności został przedstawio-ny mechanizm uzyskiwania, przetwarzania, agregacji i publikacji informacji związanych z generacją wiatrową, który jest realizowa-ny poprzez wielowarstwową architekturę IT, pozwalającą na przetwarzanie danych specyficznych dla generacji wiatrowej.

Wybrane problemy tematu Nowe rozwiązania informatyczne

Pytanie 2.1: Jakie są praktyczne do-świadczenia przedsiębiorstwa elektroener-getycznego w wykorzystaniu Web Services do dystrybucji informacji zebranych przez koncentratory danych do innych interesa-riuszy bezpośrednio lub poprzez systemy MDM?

Pytanie 2.2: Jakie są metody identyfi-kacji rzeczywistych potrzeb teleinforma-tyki, strategie filtrowania i selekcji istnie-jących aplikacji IT, w celu ich przyszłego wykorzystania i integracji z nowymi sys-temami i aplikacjami w sposób efektywny kosztowo?

Pytanie 2.3: Obserwując przykłady wdrożeń inteligentnych liczników, charak-teryzujących się brakiem ugruntowanych standardów oraz relatywną otwartością rozwiązań, czy można zauważyć jakąkol-wiek analogię z ewolucją systemów EMS/SCADA w ciągu ostatnich 20 lat, począw-szy od zastrzeżonych prawnie rozwiązań do produktów zgodnych z międzynaro-dowymi standardami? Jakie praktyczne działania mogą być wykonane w ramach standaryzacji i zdolności do współpracy inteligentnych liczników, zarówno z punktu widzenia dostawców rozwiązań jak i prak-tyki wdrożeniowej?

Pytanie 2.4: Elektrownie generujące energię elektryczną z odnawialnych źró-deł energii, w szczególności wykorzystu-jących energię wiatru, są zintegrowane z systemami SCADA/EMS operatora sys-temu przesyłowego lub dystrybucyjnego tak jak wszystkie inne źródła wytwórcze albo są nadzorowane przez oddzielne, re-gionalne systemy SCADA, które to z kolei są połączone z systemami EMS/SCADA operatora. Jakie są zalety i wady każdego z tych rozwiązań architektonicznych w za-kresie wymaganych technologii IT, aplikacji i potrzebnych usług telekomunikacyjnych z uwagi na koszty?

Nowe rozwiązania telekomunikacyjne

Referat D2-201 z Hiszpanii. Dokument proponuje rozwiązania dotyczące kompre-sji danych przesyłanych pomiędzy główny-mi węzłami infrastruktury AMI a systemem MDM, w związku z niską przepustowością połączenia WAN realizowanego za pomo-cą usług transmisji danych w trybie komu-tacji pakietów GPRS lub usług oferowa-nych w tym trybie przez sieci komórkowe trzeciej generacji (3G). Autorzy rekomen-dują technikę Extensible XML interchan-ge (EXI) w celu zredukowania rozmiaru plików XML przesyłanych za pomocą sieci WAN pomiędzy koncentratorami danych a systemem MDM. Ponadto zastosowa-nie architektury PRIME z zastosowaniem techniki PLC w ramach komunikacji z inte-ligentnymi licznikami, a także tradycyjnego protokołu SNMP, pozwala na uzyskanie

w czasie rzeczywistym informacji o stanie inteligentnych liczników, a także na ra-portowanie zdarzeń telekomunikacyjnych (telecom events) przy użyciu tradycyjnych narzędzi Network Management Tools. Sys-temy zarządzania konfiguracją w ramach AMI są bardzo ważne z uwagi na potrzebę zdalnej aktualizacji oprogramowania firmo-wego (firmware) i masowych/indywidual-nych zmian w inteligentnych licznikach lub w koncentratorach danych.

Referat D2-202 z Egiptu. Dokument prezentuje doświadczenia firmy CCED w zakresie zwiększenia wykorzystania Web Services do uzyskiwania danych po-miarowych z liczników, płatności za ener-gię elektryczną przez Internet, a także uru-chomienia płatności za pomocą telefonów komórkowych.

Referat D2-205 z Francji. Dokument opisuje sposób podawania ogólnych infor-macji do wiadomości publicznej i przeka-zywania ich uczestnikom rynku w formie tradycyjnych stron internetowych lub przy wykorzystaniu aplikacji iPhone lub telefo-nów z systemem operacyjnym Android.

Wybrane problemy tematu Nowe rozwiązania telekomunikacyjne

Pytanie 2.5: Jakie są rozwiązania umożliwiające optymalizację transmisji da-nych pomiędzy koncentratorami i systema-mi MDM? Czy są przykłady wdrożeń du-żych projektów AMI/Smart Metering, które można wykorzystać do prezentacji propo-nowanych funkcjonalności opartych na ar-chitekturze PRIME lub innych otwartych ar-chitekturach związanych z zastosowaniem techniki PLC, posiadających zintegrowane systemy zarządzania?

Pytanie 2.6: Jakie są przykłady wyko-rzystania technologii smart phone w celu instalowania nowych aplikacji przezna-czonych dla odbiorców energii elektrycz-nej? Jakie są niebezpieczeństwa związa-ne z publikacją danych z wykorzystaniem Web Services i urządzeń mobilnych?

Pytanie 2.7: Czy przedsiębiorstwa elektroenergetyczne lub producenci mogą się dzielić swoimi inicjatywami lub rozwią-zaniami dotyczącymi wdrażanych przez siebie projektów, służących udostępnianiu



danych odnośnie do produkcji i zużycia energii elektrycznej, interesariuszom rynku energii elektrycznej, w zakresie zastosowa-nych rozwiązań teleinformatycznych?

Analiza ryzyka i możliwości

Referat D2-203 ze Szwecji. Dokument podkreśla konieczność poprawy bezpie-czeństwa teleinformatycznego systemów SCADA/EMS. Właściwa architektura za-bezpieczeń powinna być wykonana w po-czątkowym etapie budowania tych syste-mów. Zabezpieczeń nie należy dodawać do istniejących już systemów, jak to się często działo dotychczas. Autor wskazuje na potrzebę oddzielenia technologicznych (operacyjnych) sieci teleinformatycznych (np. służących zarządzaniu ruchem) od sieci teleinformatycznych wykorzystywa-nych w obszarze administracji (tzw. sieci korporacyjne lub biurowe), w celu poprawy bezpieczeństwa teleinformatycznego.

Referat D2-204 z Chin. Dokument wskazuje na możliwość wykorzystania danych uzyskiwanych z inteligentnych liczników do opracowywania nowych ta-ryf i innych metod oszczędzania energii elektrycznej. Autorzy zwracają uwagę, że jednocześnie te same dane mogą być za-fałszowane przez osoby do tego nieupo-ważnione w przypadku niezabezpieczonej transmisji danych. Proponują oni zachowa-nie poufności informacji poprzez wykorzy-stanie koncepcyjnego modelu PPIU (Priva-cy-Preserving Information Utilization).

Wybrane problemy tematu Analiza ryzyka i możliwości

Pytanie 2.8: Jakie są wady i zalety roz-dzielenia części technologicznej IT od kor-poracyjnej mając na uwadze rynkową pre-sję na integrację operacyjnych systemów IT z systemami rynkowymi, z systemami korporacyjnymi IT, z regionalnie koordy-nowanymi systemami (ETSO, itp.) poprzez dedykowane prywatne/publiczne łącza lub nawet poprzez Internet? Jakie rozwiązania są zalecane dla przedsiębiorstwa elek-troenergetycznego (EPU), zważywszy, że istnieje trend łączenia operacyjnych syste-mów IT ze środowiskiem korporacyjnym?

Pytanie 2.9: W większości przypadków połączenia komunikacyjne używane przez EPU do transmisji danych od odbiorców do końcowych systemów IT polegają na zestawieniu prywatnych i publicznych ka-nałów. Jakie są doświadczenia wdroże-niowe, które mogą potwierdzić zachowa-nie bezpieczeństwa i prywatności danych klienta?

Pytanie 2.10: Projekty związane z wdrażaniem inteligentnych liczników an-gażują wiele stron (dostawcy liczników, dostawcy systemów IT, dostawcy syste-mów telekomunikacyjnych, integratorzy, dostawcy usług wdrożeniowych). W jaki sposób EPU powinno zdefiniować odpo-wiedzialność poszczególnych stron takie-go projektu w celu zminimalizowania ryzy-ka utraty prywatnych danych?

REFERATY KOMITETU STUDIóW D2

[1] D2-101. Danilin A.V., Shubin N.G., Berdin

A.S., Gerasimov A.S., Molvinskikh M.Y.:

Development of the information platform

for organization of data measurements,

collection, processing and transfer betwe-

en power facilities and control centers.

[2] D2-102. Petrini M., Casale E., Benlamkad-

dem F., Faija A., Grillo P., Gulino R., Ridol-

fo F.: Cyber security: system services for

the safeguard of digital substation automa-

tion systems.

[3] D2-103. Hemming A., Dagger P., Slater C.:

Network security for the automated sub-

station.

[4] D2-104. Babś A., Świderski J.: Cyber thre-

ats and solutions to reduce their impact in

case of attacks to international intercon-

nections in the European power grid.

[5] D2-105. Jintagosonwit P.: Back-up substa-

tion control system with multi-communica-

tion media support for handling emergency

switching during SCADA failure.

[6] D2-106. Zhu K., Chenine M., Nordström L.:

ICT system performance impact on wide

area monitoring and control systems.

[7] D2-107. Zerbst J., Pietre-Cambacedes L.,

Dondossola G., McDonald J., Ekstedt M.,

Torkilseng A.: Cyber attack modelling and

security graded approach: key elements

when designing security architecture for

electric power utilities (EPUs).

[8] D2-108. Kawasoe S., Igarashi K.Y., Shi-

bayama K., Nagashima Y., Nagashima

S.: Examples of distributed information

platforms constructed by power utilities

in Japan.

[9] D2-109. Wang X., Liu Y., Deng C., Liu S.,

Zhang Y., Guo J., Wang J., He H.: Study

and application of smart transmission grid

analysis-control system.

[10] D2-110. Fujikawa F., Yamazaki Y., Ishi-

mori W., Morizane T., Sugiura H., Toyama

H.: Application of distributed information

platforms for electric power systems

(EPS).

[11] D2-111. Alvarez-Cuevas Figuerola F., Cor-

beira Graell L., Oviedo Enciso J.: Type an

IP based, highly reliable telecommunica-

tions framework for advanced smart grid

applications.

[12] D2-112. Diaz De Torres I., Garcia Lopez

J.A., Ubeda Cervera R.: Optical network

monitoring system of „Red Eléctrica de

Espana”.

[13] D2-113. Gurela T., Taft J.: New architecture

for operational information systems.

[14] D2-114. Parra I., Espinosa A., Arroyo G.,

Gonzalez S.: Innovative architecture for

information systems for a Mexican electri-

city utility.

[15] D2-115. Sodha N.S., Kushwaha A.S., Mi-

shra A.K., Mohan N.: Future grid control

centres for Indian power system.

[16] D2-116. Temporal A.: Information security

on Chesf’s telecommunications platform.

[17] D2-117. Leal R., Coelho F., Lessa R., Lira

A.: Transformation of the telecommunica-

tions network - Case chesf.

[18] D2-201. Txetxu A., Marron L., Aitor A.: A

distributed IT architecture for deploying

a secure advanced metering infrastruc-

ture.

[19] D2-202. Al Yamany M.S.M.: Applying infor-

mation systems and telecommunication to

develop the services provided by the elec-

tricity sector.

[20] D2-203. Ericsson G.N.: Development of

ICT (Information and Communication

Technology) systems for power system

operation and deregulated markets in

a smart grid arena.

[21] D2-204. Gao K., Liu J.: Privacy and securi-

ty issues related to smart meter.

[22] D2-205. Astic J-Y., Didier F., Martinot

V.: From the sensor to the Smartphone:

a multilayer IT architecture to publish

wind data.

CIGRE

44. SESJA


45. Sesja Generalna CIGRE odbę-dzie się w Paryżu w dniach 24-30 sierp-nia 2014 r. PKWSE – jako polski komitet krajowy CIGRE – ma prawo zgłoszenia do pięciu referatów na Sesję. Warto dodać, że istnieje możliwość zgłoszenia dodatko-wych referatów, pod warunkiem uznania ich zawartości merytorycznej przez po-szczególne Komitety Studiów, za szcze-gólnie interesujące.

Zgłoszenia referatów krajowych moż-na dokonywać jedynie za pośrednictwem PKWSE. Wszystkich zainteresowanych, w imieniu PKWSE, uprzejmie zapraszamy do zgłaszania propozycji referatów w po-staci streszczeń obejmujących minimum 500 słów lub w miarę możliwości pełnych tekstów. Zgłoszenie powinno również za-wierać wskazanie tematu wybranego, któ-rego referat dotyczy oraz podanie adresu e-mail głównego autora. Streszczenia powinny być opracowane w języku angiel-skim i zgodne ze wzorem zamieszczonym na stronie CIGRE (www.cigre.org). Jedno-cześnie przypominamy, że główny autor referatu musi być członkiem CIGRE – in-dywidualnym lub przedstawicielem człon-ka zbiorowego.

Uprzejmie prosimy o nadsyłanie stresz-czeń referatów do sekretariatu PKWSE (e-mail: [email protected]) w terminie do 15 kwietnia 2013 r. tak, aby można było wybrać referaty najlepiej dostosowane do aktualnej tematyki prac CIGRE i zgłosić je do Biura Centralnego CIGRE w wymaga-nym terminie.

Poniżej wymieniono tematy wskazane 45. Sesji Generalnej CIGRE.

Komitet Studiów A1: Rotating Electrical Machines

Temat 1: Developments of Rotating Electrical Machines • Improvements in design, manufacture,

efficiency, operation and maintenance. Developments in insulation, machine capacity, cooling reliability, bearings and materials.

• Influence of customer specifications and grid operator requirements on the operation, design and cost of machi-nes.

• New developments for extending the power rating of large generators.

Temat 2: Life Management of Genera-tors• Refurbishment, replacement, power

up-rating, efficiency improvement. Economic evaluation and influence of grid codes on refurbishment deci-sions.

• Effects of torsional oscillations on the shaft fatigue of generators.

• Failure analysis: determination of root causes and prevention, including robo-tic inspections.

Temat 3: Rotating Machines for Disper-sed Generation• Design, manufacture, development, ca-

pacity, generation costs and operation problems, efficiency, monitoring and diagnosis.

• Effects of faults and system disturban-ces on design and control strategies of machines.

• Evolution and trends in machines for di-spersed generation.

Komitet Studiów A2: Transformers

Temat 1: Best practices for asset ma-nagement• Health index as a tool for condition as-

sessment and applications of transformer fleet ranking by condition and criticality.

• Best practices for maintenance and re-investment strategies. Solid insulation ageing markers, on-line monitoring and diagnostics and the role of post-mortem investigations.

• Mitigation techniques against major events, spare transformer requirements and practices.

Temat 2: Transformers for specialized applications• Application of phase-shifting, converter,

industrial and offshore/subsea transfor-mers, variable shunt reactors and other specialized designs.

• Specification, design, manufacturing and testing.

• Performance, reliability, operation & ma-intenance.

Temat 3: Field experience with the use of non-conventional materials and technologies• Transformer experience with alternative

insulating liquids, gas and solids, impro-ved winding and core material and tech-nologies.

• Experience with new technologies for components: bushings, tap changers and other transformer accessories.

• High-Temperature Superconducting (HTS) transformer experience and ap-plications.


Tematy wskazane 45. Sesji Generalnej CIGRE 2014

Preferred subjects for the 45th CIGRE General Session 2014



Komitet Studiów A3: High Voltage Equipment

Temat 1: Equipment to cater for chan-ging network conditions • AC and DC substation equipment to

meet new demands. • Equipment for future distribution sys-

tems. • New requirements for design, testing

and equipment modelling.Temat 2: Lifetime management and ageing of T&D equipment• Maintenance, monitoring and equip-

ment diagnosis. • Influence of asset management practices,

operating duty and stresses on reliability.Temat 3: Impact of extreme opera ting conditions on T&D equipment • Environmental stresses e.g. tempera-

ture, humidity, earthquake, wind, heavy rain, altitude.

• System stresses and over-stressing e.g. short-circuit current, temporary overvol-tage, transient recovery voltage, upra-ting or higher operating voltages.

• Operational regime.

Komitet Studiów B1: Insulated Cables

Temat 1: Feedback from newly instal-led or upgraded underground and sub-marine AC and DC cable systems• Design, installation techniques, operation. • Environmental issues and mitigation. • Lessons learnt from permitting, consent

and implementation.Temat 2: Best use of existing T&D cab le systems• Condition assessment and diagnostic

testing of cable systems. • Trends in monitoring cables and acces-

sories. • Upgrading methodologies and related

experiences. • Trends in maintenance strategies.Temat 3: Insulated cab les in the Net-work of the Future• Higher voltage levels for AC and DC cables. • New functionalities expected from cable

systems.

• Technical issues regarding long cables. • Innovative cable types.

Komitet Studiów B2: Overhead Lines

Temat 1: Minimizing the Impact of new Overhead Lines• Design, construction and operation. • Ecology, vegetation and wildlife mana-

gement. • Routing and visual acceptance. • Design of, and experiences with, transi-

tions to underground sections.Temat 2: Reliability and Design Optimi-zation • Tools and methods. • Impact of different designs on initial and

life cycle costs. • Cost effects of environmental, regulato-

ry and public influence.Temat 3: Conductors: Installation and Long Term Performance • Installation, maintenance and replacement

methods including live line techniques. • Creep and fatigue issues on new con-

ductor types. • Mechanical behaviour of new bundle

configurations.

Komitet Studiów B3: Substations

Temat 1: Substation Developments to address future needs • Integration of new approaches to grid

automation in transmission and distribu-tion substations.

• Impact of new grid developments on substation design.

• Off shore substations. • Low cost and fast deployment distribu-

tion substations.Temat 2: Life-cycle management of substations • Renovation, refurbishment, extension

and up-rating of substations. • Asset management, maintenance, moni-

toring, reliability and sustainability issues. • Managing risk in design, installation and

operation of substations.

Komitet Studiów B4: HV DC and Power Electronics

Temat 1: HV DC Systems and Applica-tions• Technology development including

HVDC Grids. • Connection of renewable resources. • Project planning, environmental and re-

gulatory issues. • Project implementation and service

experience.Temat 2: FACTS Systems and Applica-tions • Renewable Resources Integration. • Increased network performance. • Project planning, Environmental and

Regulatory issues. • Project Implementation and Service

experience.Temat 3: Power Electronic Equipment Developments • Converters for renewable generation

and energy storage. • DC circuit breakers, DC load flow

controllers and fault current limiting devices.

• New semiconductor devices and co-nverter topologies.

Komitet Studiów B5: Protection and Automation

Temat 1: New protection and automa-tion schemes based on enhanced com-munication possibilities • Protection and automation algorithms

and their implementation.• Benefits from new protection and auto-

mation schemes.• mproving maintenance and operation

of protection and automation sche-mes with remote configuration and testing.

• Use of enhanced communication and on-line information for improvement of maintenance of other equipment.

Temat 2: Expectations from stakehol-ders about IEC 61850 • Expectations of users, vendors and sys-

tem integrators related to the standard IEC 61850.

44. SESJA


• Duties, roles and required level of know-ledge of IEC 61850 from system inte-grators, users and vendors.

• Best practices for tools, training, stan-dardization, documentation and flow of information among users, system inte-grators and vendors for IEC 61850–ba-sed solutions.

Komitet Studiów C1: System Development

and Economics

Temat 1: Improvement in system and asset performance through application of enhanced Asset Management me-thodologies • Case studies of asset management me-

thodologies for:– Increased asset load cycling and low

load transfers due to high penetra-tion of RES.

– Aging infrastructure.– Delivering customer value.

• Experience with the application of cur-rent and proposed AM standards.

Temat 2: New system solutions and planning techniques for:• Flexibility of generation, load and grid fa-

cilities to enable high penetration of RES. • Power systems evolving into supergrids

or microgrids. • Changing technologies.Temat 3: Securing investment in trans-mission networks with increasing RES • Managing uncertainty in investment de-

cision making.• Demonstration of value to investment

decision makers.• Defining customer value when MWh

transferred reduces.

Komitet Studiów C2: System Operation and Control

Temat 1: Managing new challenges in operational planning and real time ope-ration of Electric Power Systems• Stability analysis, monitoring and con-

trol (i.e. voltage and frequency control, phase angle stability).

• Use of line load ability and dynamic ra-tings.

• Ancillary services, including operational reserves.

Temat 2: Emerging Operational Issues for Transmission and Distribution Inte-raction• Transmission, distribution and consu-

mers Interfaces. Control centres and market operator interfaces.

• Education and training of operators.• Visibility and awareness of operation is-

sues.• Modelling needs and data interchange.• Controllability of distributed genera-

tion.• Fault level management.• Demand response.

Komitet Studiów C3: System Environmental

Performance

Temat 1: Environmental implications of energy storage technologies • Environmental assessment from a sys-

tem perspective. • Environmental comparison among tech-

nological alternatives. • Social acceptance and implications.Temat 2: Integra ted sustainable appro-aches for T&D development • New concepts for sustainable design

strategies involving stakeholders (inclu-ding procurement, construction, mainte-nance, decommissioning).

• Environmental improvements from new materials, equipment and ICT so-lutions - Project results and case stu-dies.

• Life cycle assessment (LC A) and end--of-use of new and existing equip-ment.

Temat 3: Acceptance of High Voltage transmission assets near urban areas • Placement and permitting of new over-

head lines, cables and substations. • Economic evaluation of environmental

impacts. • Communication strategies: the role of

social networks for stakeholders and companies.

Komitet Studiów C4: System Technical Performance

Temat 1: Power system technical per-formance in the ad vent of large de-ployment of power converter connec-ted generation technologies • Impact on stability and reliability of the

power system due to large amounts of inverter based wind and solar PV ge-neration, and large amounts of HVDC (wind plants and interconnectors).

• Impact of wind, solar-PV and tidal gene-ration on power quality.

• EMC and power quality impact of large scale voltage source converter (VSC) based technologies.

Temat 2: Methods and techniques for the evaluation of lightning performance and insulation coordination• Evaluation of lightning performance and

models (e.g. leader-progression versus EGM) for EHV and UHV AC and DC lines.

• Protection of other exposed structures such as wind turbines.

• Insulation coordination for EHV and UHV AC systems including adequate modelling of apparatus.

Temat 3: Advanced methods, models and tools for the analysis of power sys-tem technical performance• Application of hybrid tools for 3-phase

and positive sequence modelling of po-wer systems, and hybrid EMT and finite--difference time-domain analysis.

• Characterization and modelling of geo-magnetically induced currents.

• Analysis of system performance with a large number of long AC cables, such as the potential for harmonic resonance.

Komitet Studiów C5: Electricity Markets

and Regulation

Temat 1: Electricity Market Governan-ce, Market Models and Market Deve-lopment Objectives• Policy drivers, implementation mechani-

sms and regulatory jurisdiction.• Market design aspects (voluntary vs

mandatory, pool vs bilateral, viability…).



• Process for review of market performan-ce and rule changes.

Temat 2: Interaction be tween chan-ging demand and energy usage profiles on market design and operation• Emerging changes in price responsi-

veness (for instance, demand elasti-city).

• Demand response business models for market participation.

• Customer participation and distributed generation impacts on markets.

Temat 3: Integrating renewable resour-ces from the perspective of the electri-city market• Lessons learned and improvements for

future RES integration.• Customizing the market model to opti-

mize RES management.• Business aggregation or portfolio mo-

dels for RES and alternative resources.

Komitet Studiów C6: Distribution Systems

& Dispersed Generation

Temat 1: Design of distribution ne-tworks with high penetration of DER and new loads• Grid connected and remote grid, micro-

grids, low voltage DC networks.• Increasing the ability to accommodate

DER and new loads, such as electrical vehicles.

• Impacts of changing electricity loading patterns.

Temat 2: Operation and control of acti-ve distribution networks and dispersed generation• Innovation in distribution management

systems (increasing observability, gate-ways for integration of local producers and active consumers).

• Experiences with increased DER pe-netration (including dynamic pheno-mena).

• Application of advanced communication solutions.

Temat 3: New roles and services of distribution systems for transmission system operation• Local energy management.• Ancillary and flexibility services.

Komitet Studiów D1: Materials and Emerging

Test Techniques

Temat 1: Electrical insulation systems under DC voltage• Material properties.• Space and surface charges & potential

distribution.• Long term performance.Temat 2: Emerging test techniques and diagnostic tools• UHVAC and UHVDC.• Atmospheric and altitude correction,

harsh conditions.• Development of new diagnostic and

analysing methods for asset manage-ment.

Temat 3: Proper ties and potential ap-plications of new materials• Material for field grading.• Eco-friendly materials.• Super conducting materials.

Komitet Studiów D2: Information Systems

and Telecommunication

Temat 1: Information and telecommu-nication technologies for connecting distributed energy resources• Facilities for control, monitoring, securi-

ty and safety.• Use of existing standards, interoperabi-

lity and cybersecurity issues.• Operating conditions, EMF, installation

and maintenance issues.Temat 2: Maintaining operational IT re-liability in an evolving environment• Virtualization applied to power system

operations and disaster recovery.• Cloud services availability and secu-

rity.• Impact of operational systems on IT

governance, practices and experien-ces.

Temat 3: Trends in managing utility communication networks• Smart grid communication network and

service management.• Evolution of operation support sys-

tems.

CIGRE

44. SESJA


Podstawowym obszarem działalności CIGRE jest funkcjonowanie grup technicz-nych działających w ramach szesnastu Komitetów Studiów. To właśnie na pozio-mie grup najpełniej dokonuje się wymiana informacji, doświadczeń oraz współpraca między ekspertami z całego świata. Wy-nikiem prac grup są broszury techniczne stanowiące kompendium aktualnej wiedzy z danej tematyki.

Obecnie w strukturach CIGRE działa ponad 2500 ekspertów z całego świata.

Bardzo ważne jest liczniejsze zaangażowa-nie się polskich ekspertów w prace grup, gdyż jest to szansa na kontakt ze specja-listami z wiodących ośrodków na świecie oraz doskonała okazja do promowania polskich rozwiązań i myśli technicznej na arenie międzynarodowej.

W ramach struktur Komitetów Studiów można wyróżnić następujące typy grup:• grupa robocza - Working Group (WG)• zespół zadaniowy - Task Force (TF)• grupa doradcza - Advisory Group (AG)

• grupa współpracy - Co-operation Group (CG)

• wspólna grupa robocza - Joint Working Group (JWG) oraz

• wspólny zespół roboczy - Joint Task Force (JTF),

w skład których wchodzą specjaliści róż-nych Komitetów Studiów.

Osoby zainteresowane włączeniem się w prace nowo utworzonych grup i zespo-łów prosimy o kontakt z Polskim Komite-tem Wielkich Sieci Elektrycznych.


Grupy robocze w CIGRE (stan na luty 2013 r.)

Working Groups in CIGRE (February 2013)

Study Committee A1: Rotating Electrical Machines

Rodzaj i numer Nazwa Przewodniczący Okres

AG A1.1 Turbine Generators R. Fenton (US) Permanent

AG A1.2 Hydro Generators R. Tremblay (CA) Permanent

AG A1.5 New Technologies L. Rouco (ES) Permanent

AG A1.6 Large Motors E. Tortello (IT) Permanent

WG A1.01 Guide on Overflowing Generators N. Connolly (UK) 2008 - 2012

WG A1.02 Generator Stator Winding Stress Grading Coating Problem R. Tremblay (CA) 2008 - 2012

WG A1.05 Economic Evaluation of Generator Refurbishment/Replacement W. Moore (US) 2008 - 2012

WG A1.13Feasibility of Updating from Class F to Class H the Insulation Systems in Electrical Rotating Machines

J. L.G. Araco (ES) 2008 - 2012

WG A1.14 Guide for Minimizing the Damage from Stator Winding Grounds in Hydro Generators O. Martinez (ES) 2008 - 2012

WG A1.17 Methods of Determining the Condition of Stator Winding Insulation and their Effectiveness S. Rodriguez (ES) 2008 - 2012

WG A1.21 Bearing Segments with Plastic Lining – Operating and Maintenance Experience L. E. Kampe (SE) 2008 - 2012

WG A1.22 Guide – Consideration of Duty on Windings M. Berlamont (FR) 2010 - 2012

WG A1.24 Literature Survey on Diagnostics Trends for Wind Generators for Reliability Improvement S. Salem (US) 2010 - 2012

WG A1.25 Survey on Hydro-Generator Cleaning G. Aalvik (NO) 2010 - 2013

WG A1.26 Monitoring, Diagnosis and Prognosis of Large Motors N. Smit (ZA) 2010 - 2012

A1.27 Adjustable Speed Drives and High-Efficiency Motors applications in Power Plants E. Tortello (IT) 2010 - 2011

WG A1.28 Guide – Corona Electromagnetic Probe Tests (TVA) D. Zlatanovci (RO) 2011 - 2014

WG A1.29 Guide on New Generator-Grid Interaction Requirements L. Rouco (ES) 2010 - 2013

WG A1.30 Use of Magnetic Slot Wedges in Hydro Generators J. Studir (HR) 2011 - 2013



WG A1.31State of the art of stator winding supports in slot area and winding overhang of Hydro Generators

F. Ramsauer (AT) 2011 - 2013

WG A1.32 A Survey on Small Hydro Power Plants Considering Technical and Strategic Aspects A. Gromow (BR) 2011 - 2012

WG A1.33 Guide for the Proper Storage and Cleanliness of Generators and Components K. Mayor (CH) 2011 - 2013

WG A1.34Testing Voltage of Doubly-Fed Asynchronous Generator-Motor Rotor Windings for Pumped Storage System

O. Nagura (JP) 2011 - 2014

WG A1.35 Hydroelectric Generators behaviour under abnormal operation conditions E. Robles (MX) 2011 - 2014

WG A1.36Vibration and Stability Problems Met In New, Old and Refurbished Hydro Generators, Root Causes and Consequences

J. Ahtiainen (FI) 2012 - 2015

WG A1.37 Turbogenerator Stator Winding Support System Experience A. Villarrubia (ES) 2011 - 2013

Study Committee A2: Transformers


AG A2.1 Strategic Planning C. Rajotte (CA) 2010 - 2014

AG A2.2 Customer and Tutorial S. Tenbohlen (DE) 2010 - 2014

AG A2.3 Transformer Technology F. Devaux (BE) 2010 - 2014

AG A2.4 Transformer Utilisation P. Lorin (CH) 2010 - 2014

AG A2.5 Ultra High Voltage Transformer AC&DC Y. Shirasaka (JP) od 2010

WG A2.37 Transformer Reliability Survey S. Tenbohlen (DE) 2008 - 2011

WG A2.38 Transformer Thermal Modelling J. Lapworth (UK) 2008 - 2013

JWG A2/C4.39 Electrical Transient Interaction between Transformers and the Power System A. Rocha (BR) 2008 - 2012

WG A2.40 Copper sulphide long-term mitigation and risk assessment J. Lukic (RS) 2009 - 2012

JWG A2/D1.41 HVDC transformer insulation – Oil conductivity A. Kuchler (DE) 2010 - 2013

WG A2.42 Guide on Transformer Transportation A. Mjelve (NO) 2010 - 2012

WG A2.43 Bushing Reliability A. Mikulecky (HR) 2010 - 2013

WG A2.44 Transformer Intelligent Condition Monitoring C.J. Dupont (BR) 2011 - 2014

WG A2.45 Transformer failure investigation and post-mortem analysis M-C. Lessard (CA) 2011 - 2014

JWG A2/D1.46 Field experience with transformer solid insulating ageing markers R. Mertens (BE) 2011 - 2015

WG A2.48 Technology and utilization of oil insulated high voltage shunt reactors G. Hanna (IR) 2012 - 2015

WG A2.49 Condition assessment of power transformers P. Cole (AU) 2012 - 2015

WG A2.50 Effect of the distributed energy sources on T&D transformers J-C. Riboud (FR) 2012 - 2016

Study Committee A3: High Voltage Equipment


AG A3.01 Strategic Planning H. Ito (JP) od 2002

AG A3.04 TutorialsM. Glinkowski (US)

M. Runde NO) R. P. P. Smeets (NL)

od 2001

WG A3.17 Surge Arrester B. Richter (CH) 2003 - 2012

WG A3.24 Simulating internal arc and current withstand testing N. Uzelac (US) 2008 - 2013

WG A3.25 MO varistors and surge arresters for emerging system conditions B. Richter (CH) 2009 - 2013

WG A3.26 Capacitor bank switching and impact on equipment A. Bosma (SE) 2009 - 2014

WG A3 27 The impact of the application of vacuum switchgear at transmission voltages R. Smeets (NL) 2009 - 2014

WG A3.28 Switching phenomena and testing requirements for UHV & EHV equipment D. Dufournet (FR) 2010 - 2014

WG A3.29 Deterioration & ageing of HV substation equipment A. Maheshwari (AU) 2010 - 2015

WG A3.30 Overstressing of HV substation equipment A. Carvalho (BR) 2010 - 2014

WG A3.31 Instrument transformers with digital output F. Rahmatian (CA) 2011 - 2014

44. SESJA


Study Committee B1: Insulated Cables


AG B1 Strategic Advisory Group P. Argaut (FR) 2010 - 2014

AG B1 Customer Advisory Group E. Bergin (IE) 2010 - 2014

AG B1 Tutorial and Publication Advisory Group J. Karlstrand (SE) 2010 - 2014

AG B1 Prospective Advisory Group M. Marelli (IT) 2010 - 2014

WG B1.28 On site Partial Discharges Assessment M. Fenger (CA) 2008 - 2011

WG B1.29 Guidelines for maintaining the integrity of XLPE transmission cable accessories E. Bergin (IE) 2009 - 2012

WG B1.30 Cable systems electrical characteristics C. Royer (CA) 2008 - 2012

WG B1.31 Testing of superconducting cable systems D. Lindsay (US) 2009 - 2012

WG B1.32Recommendations for testing DC extruded cable systems for power transmission at a rated voltage up to 500 kV

B. Sanden (NO) 2008 - 2011

JWG B1/B3.33 Feasibility of a common, dry type interface for GIS and Power cables of 52 kV and above P. Mirebeau (FR) 2009 - 2012

WG B1.34 Mechanical forces in large cross section cable systems J. Kaumanns (DE) 2010 - 2013

WG B1.35 Guide for rating calculations F. de Wild (NL) 2010 - 2013

WG B1.36 Life cycle assessment and environmental impact of underground cable systems A. Laurens (FR) 2011 - 2014

WG B1.37 Guide for operation of fluid filled cable systems C. Peacock (AU) 2010 - 2014

WG B1.38 After laying tests on AC and DC cable systems with new technologies M. Fenger (CA) 2011 - 2014

WG B1.39 On shore generation cable connections O. Moreau (FR) 2011 - 2014

WG B1.40 Off shore generation cable connections C. Jensen (DK) 2011 - 2014

WG B1.43 Recommendations for mechanical testing of submarine cables M. Jeroense (SE) 2011 - 2014

SC B1/IEEE-ICC Interactions between CIGRE SC B1 and IEEE/PES W. Zenger (US) permanent

Study Committee B2: Overhead Lines


SAG B2 Strategic Advisory Group K.O. Papailiou (CH) Permanent

CAG B2 Customer Advisory Group Z. Kieloch (CA) Permanent

P&TAG B2 Publications & Tutorials Advisory Group M. Schmale (DE) Permanent

AG B2.04 Electrical Performance D. Douglass (US) od 2007

AG B2.05 Towers, Foundations, Insulators Advisory Group J. Da Silva (BR) od 2007

AG B2.06 Mechanical Behaviour Of Conductors And Fittings W. Tropauer (AT) od 2007

AG B2.07 Asset Management, Reliability, Availability J. Doyle (IE) od 2007

WG B2.24 Qualification of HV and UHVoverhead line supports under static and dynamic loads L. Kempner (US) 2010 - 2012

JWG B2./B3.27 Live line maintenance: a management perspective K. Lindsey (US) 2008 - 2011

WG B2.28 Meteorological data for assessing climatic loads. Update of IEC TR 61774 S. M. Fikke (NO) 2010 - 2012

WG B2.41 Guide to the conversion of existing AC lines to DC operation J. Lundquist (SE) 2010 - 2013

WG B2.42 Guide to Operation of Conventional Conductor Systems above 100°C L. Custer (US) 2010 - 2012

WG B2.43Guide for Thermal Rating Calculations for Overhead Lines with high temperatures and real-time weather & load data

J. Iglesias (ES) 2010 - 2012

WG B2.44 Coatings for protecting overhead power network equipment in winter conditions M. Farzaneh (CA) 2010 - 2014

WG B2.45 Bushfire characteristics and potential impacts on Overhead Line Performance H. Vosloo (ZA) 2010 - 2013

WG B2.46 Wind induced motion on bundle conductors (excluding ice galloping) G. Diana (IT) 2011 - 2014

WG B2.47 Remedial actions for aged fittings and repair of conductors K. Halsan (NO) 2011 - 2014

WG B2.48 Experience with the mechanical performance of new conductor types B. Wareing (GB) 2011 - 2014

WG B2.49 Safe design tension for conductors fitted with elastomer cushioned suspension units D. Sunkle (US) 2011 - 2014

WG B2.50 Safe handling of fittings and conductors P. Dulhunty (AU) 2011 - 2014



JWG C3/B2/B1.13 Environmental issues of high voltage transmission lines for rural and urban areas J. Doyle (IE) 2011 - 2013

WG B2.51 Methods for optimized design of overhead transmission lines R. Stephen (ZA) 2011 - 2013

WG B2.52 The use of robotic in assessment and maintenance of OHL A. Leblond (CA) 2011 - 2015

WG B2.53 Management guidelines for outsourcing OHTL technical expertise L. Keith (US) 2011 - 2014

WG B2.54Management of risk associated with severe climatic events and climate change on OHL

H. Hawes (AU) 2011 - 2014

WG B2.55 Conductors for the Uprating of Existing Overhead Lines D. Douglass (US) 2012 - 2014

WG B2.56 Ground Potential Rise at Overhead AC Transmission Line Structures during Faults G. Watt (CA) 2012 - 2015

Study Committee B3: Substations


SAG Strategic Advisory Group F. Besold (CH) Permanent

CAG Customer Advisory Group G. Breen (IE) Permanent

TAG Tutorial Advisory Group F. Besold (CH) Permanent

AA1 Advisory Area for Substations Concepts and Developments H-E. Olovsson (SE) Permanent

WG B3.13 Reducing replacement time of HV Equipment F. Gallon (FR) 2005 - 2012

WG B3/C1/C2.14 Circuit Configuration Optimisation G. Lingner (DE) 2006 - 2011

WG B3.36Special Considerations for AC Collector Systems and Substations associated with HVDC connected Wind Powers Plants

P. Sandeberg (SE) 2011 - 2012

WG B3.25 SF6 gas analysis for AIS, GIS and MTS condition assessment E. Duggan (IR) 2009 - 2011

WG B3.29 Field Tests Technology on UHV substation during construction and operation G. Li (CN) 2010 - 2012

WG B3.30 Guide to minimize the use of SF6 during routine testing of electrical equipment S. Stangherlin (CH) 2010 - 2013

JWG B3/B1.27 Factors for invesment decision GIL vs. Cables for AC Transmission H. Koch (DE) 2011 - 2014

WG B3.24 Benefit of PD diagnosis on GIS condition assessment M. Reuter (DE) 2012 - 2015

WG B3.23 Guidelines for uprating and upgrading of substations H. Imagawa (JP) 2009 - 2011

WG B3.31 Air Insulated Substations design for Severe Climate Condition M. Mc Vey (US) 2011 - 2013

WG B3.32 Saving through Optimized Maintenance of Air Insulated Substations T. Messinger (CA) 2011 - 2014

WG B3.34 Expected impact of future grid concept on substation management J. Smit (NL) 2011 - 2014

Study Committee B4: HV DC and Power Electronics


AG 1 Strategic Advisory Group S. Nilsson (US) 2014

AG 2 DC Grid Coordination M. Rashwan (CA) 2014

AG 3 Communication and Website N. Pahalawaththa (NZ) 2014

AG 4 HVDC System Performance N. Dhaliwal (CA) Permanent

WG B4-38 Simulation of HVDC and FACTS J.A. Jardini (BR) 2000/2006 - 2012

WG B4-47 Special Issues in AC Filter Specification for HVDC N. Shore (UK) 2007 - 2012

WG B4-49 Performance Evaluation and Applications Review of Existing Thyristor Control Series Compensation Devices

S. Nilsson (US) 2008 - 2012

WG B4-51 Study of Converter Voltage Transients Imposed on the HVDC Converter Transformers Y. Fu (NL) 2009 - 2013

WG B4-52 HVDC Grid Feasibility Study G. Asplund (SE) 2009 - 2012

JWG C4/C1/B4-604

Influence of Embedded HVDC Transmission on System Security and AC Network Performance

S. Henry (FR) 2009 - 2012

WG B4-53 Guidelines for Procurement and Testing of STATCOMs D. Kell (CA) 2010 - 2013

WG B4-54 Guidelines For Life Extension of Existing HVDC Systems L. Recksiedler (CA) 2010 - 2013

44. SESJA


WG B4-55 HVDC Connection of Offshore Wind Power Plants H. Elahi (US) 2010 - 2013

WG B4-56Guidelines for Preparation of Connection Agreements or Grid Codes for HVDC Grids

P. Adam (FR) 2011 - 2013

WG B4-57 Guide for the Development of Models for HVDC Converters in a HVDC Grid R. Wachal (CA) 2011 - 2013

WG B4-58Devices for Load flow Control and Methodologies for Direct Voltage Control in a Meshed HVDC Grid

K. Linden (SE) 2011 - 2013

WG B4-59 Control and Protection of HVDC Grids K. Koreman (NL) 2011 - 2013

WG B4-60 Designing HVDC Grids for Optimal Reliability and Availability Performance N. Macleod (UK) 2011 - 2013

WG B4-61 General Guidlines for HVDC Electrode Line J. Hu (CN) 2011 - 2013

Study Committee B5: Protection and Automation


SAG B51 Strategic Advisory Group I. Patriota (BR) Permanent

SAG B52 Tutorial I. de Mesmaeker (CH)

WG B5-23Short circuit protection of circuits with mixed conductor technologies in transmission networks

L. Uyttersprot (BE) 2009 - 2012

WG B5-24Protection Requirements on Transient Response of Voltage and Current Digital Acquisition Ch

J. Zakonjsek (RU) 2009 - 2012

WG B5-27 Implications and Benefits of Standardised Protection Schemes A. Apostolov (US) 2009 - 2011

WG B5-37 Protection, control and monitoring of Shunt Reactors S. Roxenborg (SE) od 2006

JWG B5/B4.25 Impact of HVDC Stations on Protection of AC Systems X. Zhao (CN) 2009 - 2012

WG B5.39Documentation requirements from design to operation to maintenance for Digital Substation Automation Systems

R. Hughes (AU) 2010 - 2013

WG B5.40Education, Qualification and Continuing Professional Development of Engineers in Protection and Control

M. Kesunovic (US) 2010 - 2013

WG B5.41Investigation of possibilities to improve metering systems for billing purposes in substations

R. Burgers (IE)

WG B5.42 Experience concerning availability and reliability of DSAS M. Petrini (IT) od 2011

WG B5.43 Coordination of Protection and Automation for Future Networks M. Adamiak (US) 2011 - 2014

WG B5.44 Protection Schemes for Special Transformers Z. Gajic (SE) 2011 - 2014

WG B5.45Acceptance, Commissioning and Field Testing Techniques for Protection and Automation Systems

C. Eric (FR) od 2011

JWG D2/B5.30Communications for HV Substation Protection & Wide Area Protection Applications

C. Samitier (ES)

Study Committee C1: System Development and Economics


WGC1-19 Green field network, designing future networks ignoring existing constraints H. Suzuki (JP) 2009 - 2011

WGC1-20 Accommodating high load growth and urban development in future plans K. Laesk (ZA) 2009 - 2011

WGC1-22New investment decision processes required to deal with changing economic drivers

O. Herz (FR) 2009 - 2011

WGC1-23 Transmission investment decision points and trees R. Marais (ZA) 2009 - 2011

WGC1-24 Tools for developing Optimum Network Development Plans D. Bones (AU) 2009 - 2011

WG C1-25Risk Management and Information Processes for Asset Management in Electricity Transmission Companies for current and future power systems

E. Rijks (NL) 2010 - 2012

WG C1-27 The future of reliability J. Palermo (US) 2011 - 2013



Study Committee C2: System Operation and Control


AG SCC2 Management team SCC2Chairman

and the Secretary

C2 WGs List of Work Groups

C2.12 Applications of Synchronised Phasor Measurement in Power Systems

C2.13 Voltage/Var support in System Operations T. Papazoglou (GR) 2007 - 2011

C2.14 Requirement on design and implementation of Restoration Tools and Procedures

C2.15 Common Information Model and its prospective use in power system operations

C2.16 Challenges in the control centre (EMS) due to distributed Generation and Renewables M. Power (IE) 2011 - 2013

C2.21 Lessons learnt from recent Emergencies and Blackout Incidents B. Li (CA) 2010 - 2012

C2.22Application of resilience engineering to safety management principles in Control Centers, ensuring and enhancing power system reliability

T. Carolin (ZA) 2009 - 2011

C2.33 Control Centre Operator Requirements, Selection, Training and Certification N. Cukalevski (RS) 2009 - 2011

C2.34Capabilities and Requirements of a Control Centre in the 21st century - Functional and Human resources view

U. Spanel (DE) 2009 - 2011

JWG SC C1/C2/C6 Coping with Limits for High Penetration of Renewable Energy

Study Committee C3: System Environmental Performance


AG01 Strategic Advisory Group

C3-01 EMF and Health M. Plante (CA) permanent

C3-04 Communication Strategies H. Pearson (UK) 2008 - 2012

C3-05 Environmental Impact Dispersed Generation T. Smolka (DE) 2006 - 2012

C3-06 Strategic Environmental Assessment R. Furtado (BR) 2006 - 2011

C3-08 External costs for Power Lines P. Girardi (IT) 2008 - 2012

C3-09 Corridor management S. Martin (AU) 2008 - 2012

C3-10 Sustainable development Performance Indicators - Power Generation C. Capello (CH) 2010 - 2014

C3-12 Methodologies for Greenhouse gas inventory and reporting for T&D utilities F. Parada (PT) 2010 - 2013

C3/B2/B1-13 Environmental issues of high voltage transmission lines for rural and urban areas H. Pearson (UK) 2010 - 2014

Study Committee C4: System Technical Performance


AG C4.1 Strategic directions P. Pourbeik (US) Permanent

AG C4.2 Institutional Liaison E. Dialynas (GR) Permanent

AG C4.3 Tutorials and Conferences Z. Emin (UK) Permanent

WG C4.111 Review of LV and MV Compatibility Levels for Voltage Fluctuation M. Halpin (US) 2010 - 2013

WG C4.112 Power Quality Monitoring in Flexible Power Networks J. Milanovic (UK) 2010 - 2014

WG C4.206 Protection of the High Voltage Power Network Control Electronics Against Intentional Electromagnetic Interference (IEMI)

W. Radasky (US) 2008 - 2011

WG C4.207 EMC with communication circuits, low voltage systems and metallic structures D. Thomas (UK) 2009 - 2012

WG C4.305Practices in Insulation Coordination of Modern Electric Power Systems Aimed at the Reduction of the Insulation Level

A. S. Telento (HR) 2009 - 2011

WG C4.307Resonance and Ferroresonance in Power Networks and Transformer Energization Studies

Z. Emin (UK) 2009 - 2011

JWG A2/C4.309 Electrical Transient Interaction between Transformers and the Power System A. Rocha (BR) 2008 - 2012

44. SESJA


WG C4.407 Lightning Parameters for Engineering Applications V. Rakov (US) 2008 - 2011

WG C4.408 Lightning Protection of Low-Voltage Networks A. Piantini (BR) 2009 - 2011

WG C4.409 Lightning Protection of Wind Turbine Blades S. Yokoyama (JP) 2008 - 2011

WG C4.410 Lightning Striking Characteristics to Very High Structures T. Shindo (JP) 2010 - 2013

WG C4.502Power system technical performance issues related to the application of long HVAC cables

W. Wiechowski (DK) 2009 - 2012

WG C4.503Numerical techniques for the computation of power systems, from steady-state to switching transients

J. Mahseredjian (CA) 2010 - 2013

WG C4.603 Analytical Techniques and Tools for Power Balancing Assessments K. Uhlen (NO) 2008 - 2011

WG C4.605 Modelling and aggregation of loads in flexible power networks J. Milanovic (UK) 2009 - 2013

WG C4.23 Guide to Procedures for Estimating the Lightning Performance of Transmission Lines C. Engelbrecht (NL) 2012 - 2015

WG C4.25 Issues related to ELF Electromagnetic Field exposure and transient contact currents H. Kuisti (FI) 2011 - 2014

WG C4.26Evaluation of Lightning Shielding Analysis Methods for EHV and UHV DC and AC Transmission-lines

J. He (CN) 2011 - 2014

WG C4.27 Benchmarking of Power Quality Performance in Transmission Systems L. Pittorino (ZA) 2012 - 2014

WG C4.28Extrapolation of measured values of power frequency magnetic fields in the vicinity of power links

F. Deschamps (FR) 2012 - 2015

WG C4/C6.29 Power-quality aspects of solar power J. Smith (US) 2012 - 2015

WG C4.30 EMC in Wind Generation Systems W. Siew (UK) 2013 - 2015

WG C4.31/CIRED EMC between Communication Circuits and Power Systems D. Thomas (UK) 2012 - 2016

WG C4.32 Understanding of the Geomagnetic Storm Environment for High Voltage Power Grids W. A. Radasky (US) 2013 - 2015

Study Committee C5: Electricity Markets and Regulation


SC C5 Strategic Advisory Group O. B. Fosso (NO) 2010 - 2014

WG C5-9 Retail Market Design - Customer Switching, Metering and Load Profiles I. Lungu (RO) 2008 - 2012

WG C5-10 Regulatory incentives for capital investments in electricity systems K. Petrov (DE) 2008 - 2012

WG C5-11Market Design for Large Scale Integration of Renewable Energy Sources and Demand-side Management

O. Lavoine (FR) 2010 - 2014

WG C5-12 Generator Market Power Mitigation Measures in Electricity Markets D. Bowker (AU) 2012-2014

WG C5-13 Interaction of Markets and Regulation Actions with Emerging Technologies A. Ott (US) 2012 -2014

JWG C2 / C5-5 Development and Changes in the Business of System Operators O. Gjerde (NO) 2002 - 2014

Study Committee C6: Distribution Systems & Dispersed Generation


AG C6.01 Strategic Advisory Group N. Hatziargyriou (GR) Permanent

AG C6.12 Tutorial Advisory Group T. Gaunt (ZA) od 2006

AG C6.17 Advisory Group on Rural Electrification A. Zomers (NL) 2009 - 2015

AG C6.23 Advisory Group on Terminology A. Baitch (AU) 2010 - 2011

WG C6.19 Planning and optimization methods for active distribution systems F. Pilo (IT) 2010 - 2012

WG C6.20 Integration of electric vehicles in electric power systems J. P. Lopes (PT) 2010 - 2012

WG C6.21 Smart Metering – state of the art, regulation, standards and future requirements E. Navarro (ES) 2010 - 2012

WG C6.22 Microgrids C. Marnay (US) 2010 - 2012



Study Committee D1: Materials and Emerging Test Techniques


SAG Strategic Advisory Group J. Kindersberger (DE) Permanent

CTAG D1 Customer and Tutorial Advisory Group J. Smit (NL) od 2005

AG D1.02 High Voltage and Current Testing and Diagnostic M. Muhr (AT) od 2005

AG D1.03 Insulating Gases U. Schichler (DE) od 2005

AG D1.04 Solid Materials S. Gubanski (SE)

WG D1.27 Material Properties for New and Non-ceramic Insulation J. Seifert (DE) 2009 - 2012

WG D1.28Optimized Gas-insulated Systems by Advanced Dielectric Coatings and Functionally Graded Materials

H. Hama (JP) 2009 - 2013

WG D1.29 Partial Discharges in Transformers J. Fuhr (CH) 2009 - 2013

WG D1.34 Condition assessment for oil-impregnated insulation used in ac cables S. Cherukupalli (CA) 2009 - 2012

WG D1.35Performance of high-voltage and high-current measurement systems for high voltage testing

Yi Li (AU) 2010 - 2013

WG D1.36 Special requirements for dielectric testing of ultra high voltage (UHV) equipment U. Riechert (CH) 2010 - 2013

WG D1.37Maintenance and evaluation of measuring procedures for conventional and unconventional partial discharge testing

E. Gulski (NL) 2010 - 2013

WG D1.38Emerging Test Techniques Common to High Temperature Superconducting (HTS) Power Applications

M. Noe (DE) 2010 - 2014

WG D1.39 Methods for Diagnostic/Failure Data Collection and Analysis P. Morshuis (NL) 2010 - 2013

WG D1.40 Functional Nanomaterials for the Electrical Power Industry M. Frechette (CA) 2011 - 2013

WG D1.42 Radiation Ageing of Polymeric Insulating Materials T. Okamoto (JP) 2010 - 2013

WG D1.43 Rotating machine insulation voltage endurance under fast repetitive voltage transients A. Cavallini (IT) 2010 - 2014

WG D1.44 Testing of naturally polluted insulators I. Gutman (SE) 2012 - 2015

WG D1.45 Testing of insulator performance under heavy rain A. Pigini 2012 - 2015

JWG D1/A2.47 New Frontiers of DGA Interpretations for Power Transformers and their Accessories M. Duval (CA) 2011 - 2014

WG D1.48 Properties of Insulating Materials under VLF Voltages Serge Pélissou (CA) 2012 - 2015

JWG D1/B1.49 Harmonized test for the measurement of residual inflammable gases J.P. Mattmann (CH) 2012 - 2015

WG D1.50 Atmospheric and altitude correction factors J. Rickmann (US) 2012 - 2015

WG D1.51 Dielectric performance of eco-friendly gas insulated systems Hiroyouki Hama (JP) 2013 - 2016

WG D1.52 Moisture measurement in insulating fluids and transformer insulation I. Atanasova-Höhlein (DE) 2013 - 2016

WG D1.53 Ageing of upgraded cellulose (Revision of TB 323) L. Lundgaard (NO) 2013 - 2015

Study Committee D2: Information Systems and Telecommunication


D2.01 Core business information systems and services G. Ericsson (SE) od 2009

D2.02 Communication with other SCs and Cigré Stakeholders G. Galarza (AR) od 2010

D2.03 Telecommunication networks, services and technology M. Mesbah (FR) od 2007

JWGD2/B5.30 Communications for HV Substation Protection & Wide Area Protection Applications M. Mesbah (FR) 2009 - 2012

D2.31 Security architecture principles for digital systems in Electric Power Utilities (EPUs) J. Zerbst (SE) 2010 - 2013

D2.32Optical Cables Links in Power Utilities - Mounting, Commissioning, Maintenance and Management

A. G. Maxit (AR) 2012 - 2014

D2.33Operation & Maintenance of Telecom network and associated information systems in the Electrical Power Utility

M. Mesbah (FR) 2012 - 2014

D2.34Telecommunication and Information Systems for Assuring Business Continuity and Disaster Recovery

A. Klima (AT) 2012 - 2014

D2.35 Scalable Communication Transport Solutions over Optical Networks M. Janssen (NL) 2012 - 2014

JWGB5/D2.46Application and management of cyber security measures for Protection & Control systems

D. K. Holstein (US) 2012 - 2014

D2.36Communication solutions for information exchange in the smart delivery of electrical energy

J. Piotrowski (PL) 2012 - 2014


i PrzePisy Prawne

Tomasz Gawarecki aplikant adwokacki, KKPW1)

Wstrzymanie dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła

przez przedsiębiorstwo energetyczne

Stoppage of electric energy, gaseous fuels or heat supplies

by energy companies

Przedsiębiorstwo energetyczne, a więc podmiot prowadzą-cy działalność gospodarczą między innymi w zakresie magazy-nowania, przesyłania i dystrybucji paliw albo energii lub obrotu nimi, posiada często dominującą pozycję nad odbiorcą swoich usług. W szczególności wyraża się to w możliwości wstrzyma-nia dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub cie-pła. Stanowi to na tyle doniosłe zagadnienie, bo wiążące się ze znaczną dolegliwością ze strony odbiorcy, że ustawodawca ure-gulował je precyzyjnie w przepisach ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. 2012.1059 j.t., dalej także: pr. en.). Oznacza to, że jedynie w przypadkach precyzyjnie wskaza-nych w ustawie (art. 6 ust. 3 i 3a pr. en. oraz art. 6a ust. 3 pr. en.) dojść może do wstrzymania dostaw. 1

Wymienione przepisy stanowią zatem zamknięty katalog przypadków wstrzymania dostaw, co oznacza, że tylko w sytu-acjach tam wskazanych może dojść do uzasadnionego wstrzy-mania dostaw. Wskazać trzeba, że niedopuszczalne jest np. po-przez postanowienia umowy cywilnoprawnej na dostawę paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła dodawanie nowych przypadków wstrzymania dostaw. Zapisy takiej umowy będą nieważne z mocy prawa na podstawie art. 58 § 1 ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. Kodeks cywilny (Dz.U.1964.16.93), zgodnie z którym czynność prawna sprzeczna z ustawą albo mająca na celu obejście ustawy jest nieważna.

Omawiając katalog przypadków uzasadniających wstrzy-manie dostaw trzeba - po pierwsze - wskazać na sytuację, gdy

1) Kancelaria Kaczor, Klimczyk, Pucher, Wypiór – Kraków, Warszawa, Szcze-

cin, Wrocław

stwierdzone zostanie, że instalacja znajdująca się u odbiorcy stwarza bezpośrednie zagrożenie dla życia, zdrowia albo śro-dowiska. Sytuacja taka wystąpić może, gdy mamy na przykład do czynienia z nieszczelnością instalacji gazowej, niesprawnymi przewodami kominowymi czy zagrożeniem porażenia prądem poprzez niezaizolowane przewody. Mimo iż ustawa w wspo-mnianym wyżej przypadku posługuje się zwrotem „może”, to stwierdzić trzeba, że przynajmniej w sytuacji, gdy instalacja znajdująca się u odbiorcy stwarza bezpośrednie zagrożenie dla życia lub zdrowia, przedsiębiorca nie dysponuje uznaniem, lecz zawsze musi wstrzymać dostawy. Powyższe wynika z prymatu zasady ochrony najwyższych dóbr osobistych człowieka (jak życie i zdrowie), które muszą mieć pierwszeństwo nad wzglę-dami ekonomicznymi. Wskazać trzeba, że stwierdzenie czy instalacja znajdująca się u odbiorcy stwarza bezpośrednie za-grożenie dla życia, zdrowia albo środowiska nie może nastąpić w dowolny sposób, lecz tylko w trybie specjalnej kontroli pro-wadzonej zgodnie z przepisami rozporządzenia Ministra Go-spodarki z dnia 11 sierpnia 2000 r. w prawie przeprowadzania kontroli przez przedsiębiorstwa energetyczne (Dz. U. z 2000 r., Nr 75, poz. 866).

Drugą przesłanką dającą możliwość wstrzymania dostar-czania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła jest to, że dany odbiorca dokonał nielegalnego poboru. Zgodnie z de-finicją wyrażoną w art. 3 pkt 18 pr. en., nielegalny pobór to „po-bieranie paliw lub energii bez zawarcia umowy, z całkowitym albo częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczenio-wego lub poprzez ingerencję w ten układ, mającą wpływ na za-fałszowanie pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo--rozliczeniowy”.

strona 314 marzec 2013www.energetyka.eu

Stwierdzenie nielegalnego poboru także odbywać musi się w toku procedury specjalnej kontrolnej i powinno zostać udoku-mentowane. Do wstrzymania dostaw na omawianej podstawie nie jest przy tym konieczne wystąpienie winy po stronie odbiorcy (odpowiedzialność nie ma charakteru karnego, lecz quasi-admi-nistracyjny), chociażby nielegalny pobór spowodowany był nie-umyślnie, przez niedbalstwo lub z lekkomyślności. W takiej sytu-acji przedsiębiorca może jednak odstąpić od odłączenia odbior-cy od dostaw, a ponadto zaniechać nałożenia opłaty sankcyjnej za nielegalny pobór na podstawie zatwierdzonej taryfy (do czego zawsze ma prawo przy stwierdzeniu każdego nielegalnego po-boru). W efekcie przerwania dostawy wobec stwierdzenia nie-legalnego poboru uniemożliwione zostanie dalsze bezprawne korzystanie z energii, paliw lub ciepła.

Jedną z najczęstszych sytuacji, w której zgodnie z pra-wem może dojść do wstrzymania dostaw jest natomiast zwłoka odbiorcy z zapłatą za pobrane paliwo gazowe, ener-gię elektryczną lub ciepło albo inne świadczone usługi przez przedsiębiorcę energetycznego (przesłanka wskazana w art 6 ust. 3a pr. en.). Aby mogło dojść do wstrzymania dostaw na tej podstawie konieczne jest spełnienie się następujących wa-runków:

1) odbiorca zwleka z zapłatą za pobrane paliwo gazowe, ener-gię elektryczną lub ciepło, co najmniej miesiąc od upływu terminu płatności,

2) uprzednio odbiorca został powiadomiony już na piśmie o za-miarze wypowiedzenia przez przedsiębiorstwo energetycz-ne umowy,

3) przedsiębiorstwo energetyczne wyznaczyło odbiorcy dodat-kowy, dwutygodniowy termin do zapłaty zaległych i bieżą-cych należności.

Wstrzymanie dostaw zawsze powinno być więc poprzedzo-ne stosowną procedurą, której naruszenie lub niedochowanie skutkuje bezprawnością działań przedsiębiorstwa energetyczne-go i tym samym uznaniem wstrzymania dostaw za nieuzasad-nione. Istotne jest, że zgodnie z prawem właściwe powiadomie-nie odbiorcy o zamiarze wypowiedzenia przez przedsiębiorstwo energetyczne umowy powinno zawierać co najmniej: pouczenie o treści art. 6 ust. 3a pr.en., informację o upływie miesięcznego terminu zwłoki w realizacji płatności, wskazanie dodatkowego dwutygodniowego terminu do zapłaty oraz informację o skut-kach nieuregulowania tych należności, a więc możliwości wstrzy-mania dostaw.

Wskazać należy, że możliwość wstrzymania dostaw uza-leżniona jest od skutecznego doręczenia odbiorcy pisma o za-miarze wypowiedzenia umowy wraz z wyznaczeniem dodat-kowego terminu zapłaty. Przepisy pr.en. nie określają, w jakiej formie ma zostać doręczone to powiadomienie, choć to później w ewentualnym postępowaniu sądowym na przedsiębiorcy spoczywać będzie ciężar dowodowy wykazania faktu dorę-czenia pisma. W praktyce przyjęło się więc, ze doręczane jest ono listem poleconym za zwrotnym potwierdzeniem odbioru. Natomiast jeżeli idzie o dwutygodniowy dodatkowy termin na zapłatę, to zawsze powinien on być wyznaczany przez przed-siębiorstwo energetyczne tak, aby odbiorca miał faktycznie te

dodatkowe dwa tygodnie na uregulowanie należności. Ewen-tualne zapisy powiadomienia, które są mniej korzystne dla od-biorcy spowodują brak należytego uzasadnienia we wstrzyma-niu dostawy.

Nadmienić trzeba, że przed każdym planowanym przez przedsiębiorstwo energetyczne wstrzymaniem dostaw istnie-je obowiązek wyczerpania opisanego wyżej trybu z art. 6 ust. 3a pr. en., a więc każde wstrzymanie powinno być oceniane odrębnie. Przedsiębiorstwo energetyczne nie musi zawsze wstrzymywać dostaw, gdy powstaną zaległości płatnicze, lecz jest to jedynie jego uprawnienie. Może więc ono korzystać z in-nych, mniej drastycznych w skutkach form wyegzekwowania zaległych należności, w szczególności zawarte może zostać porozumienie w sprawie spłaty zadłużenia rozkładające po-wstałą wierzytelność na raty.

Omawiając przypadek wstrzymania dostaw ze względu na powstałe zadłużenie wskazać trzeba jeszcze na mogącą się zdarzyć w praktyce sytuację, w której odbiorca nie kwe-stionując faktu poboru paliwa gazowego, energii elektrycz-nej lub ciepła, podważa jedynie wysokość wystawionej mu faktury (poddając w wątpliwość np. ilość zużycia nośników energii i prawidłowość dokonanych obliczeń). W takiej sytu-acji wszczęcie procedury reklamacyjnej nie wstrzymuje jed-nak biegu terminu płatności na rzecz przedsiębiorstwa ener-getycznego, a poprzez istnienie zwłoki z zapłatą bieżących należności, odbiorca będzie narażony na zgodne z prawem wstrzymanie dostaw.

Ostatnią przesłanką prawną dającą podstawę wstrzyma-nia dostaw paliwa gazowego, energii elektrycznej lub ciepła jest brak zgody odbiorcy na zainstalowanie układu pomiarowo-roz-liczeniowego, czyli tzw. licznika przedpłatowego. Sytuacja taka, gdy odbiorca nie godzi się na pomiar dostarczanego nośnika energii stanowi oczywiste uzasadnienie możliwości wstrzy-mania dostaw, a więc nie ma konieczności szczegółowego jej omawiania.

Pisząc o wstrzymywaniu dostaw nadmienić trzeba jednak jeszcze koniecznie, że przedsiębiorstwo energetyczne jest za-wsze obowiązane do bezzwłocznego wznowienia dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, które zostało wstrzymane, jeżeli ustaną przyczyny uzasadniające to wstrzy-manie. Zwykle czas realizacji obowiązku wznowienia dostaw zależy od przyczyny wstrzymania i czynności koniecznych do dokonania wznowienia, może to być więc np. konieczność do-konania niezbędnego remontu instalacji, zawarcie nowej umo-wy itd. W wykonaniu niezbędnych czynności przedsiębiorstwo energetyczne współpracować powinno z odbiorcą.

Podsumowując powyższe ustalenia wskazać można, że ustawa Prawo energetyczne precyzyjnie wskazuje przypadki, gdy legalnie dopuszczalne jest wstrzymanie dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła. W każdym przypadku wstrzymanie dostaw poprzedzone musi być procedurą kontrol-ną, a ponadto w razie odłączenia z uwagi na zaległości płatnicze - przeprowadzeniem dodatkowej szczególnej procedury. Ponad-to przedsiębiorstwo energetyczne jest zawsze obowiązane do bezzwłocznego wznowienia dostarczania paliw gazowych, ener-gii elektrycznej lub ciepła, jeżeli ustaną przyczyny uzasadniające wstrzymanie dostaw.

marzec 2013 strona 315www.energetyka.eu

Beneficjentem nowego sposobu rozliczania za produkcję energii ze źródeł odnawialnych - systemu taryfy feed-in - będzie wytwórca energii elektrycznej z odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej do 200 kW (wielkość zróżnicowa-na w zależności od typu źródła energii). Będzie miał on pewność, że cała wyprodukowana przez niego energia, przez okres 15 lat liczony od dnia oddania instalacji do użytkowania (ale nie później niż do końca 2027 roku), zostanie zakupiona przez sprzedaw-cę zobowiązanego - podmiot ustalony na zasadach określonych w ustawie - za cenę obowiązującą w dniu oddania instalacji do użytkowania. Cena ta, według aktualnych danych, wahać się bę-dzie - w zależności od typu instalacji - od 0,45 zł/1 kW do 1,30 zł/ 1 kW (najwyższe ceny dla instalacji fotowoltaicznych).

Wytwórca energii z odnawialnego źródła energii o zainsta-lowanej łącznej mocy większej niż 200 kW (wielkość również zróżnicowana w zależności od typu źródła energii), po spełnieniu określonych w ustawie warunków. On również będzie miał gwa-rancję zakupu całej wyprodukowanej przez niego energii w okre-sie 15 lat od dnia oddania instalacji do użytkowania (nie później niż do końca 2035 roku) za cenę 198,90 PLN/1 MWh - kwota co-rocznie waloryzowana. Dla zobrazowania skali obrazu wskazać można, że w styczniu 2013 roku na Towarowej Giełdzie Energii średnia cena energii wynosiła 171,81 PLN/1 MWh.

Producent, importer, dystrybutor instalacji. Wpływ na to bę-dzie miał nie tylko fakt, że w ciągu najbliższych lat zwiększy się liczba nowych inwestycji, ale również okoliczność, że zgodnie z zapisami nowej ustawy świadectwa pochodzenia (zbywalne prawa majątkowe, potwierdzające wytworzenie towaru w odna-wialnych źródłach energii) przysługiwać będą dla instalacji, które zmodernizowano po dniu 1 stycznia 2015 roku, jedynie w przy-padku, gdy urządzenia wchodzące w skład takiej instalacji wy-produkowano nie wcześniej niż 36 miesięcy przed oddaniem do użytku zmodernizowanej instalacji.

Instalator i modernizator urządzeń. Nowa ustawa wprowa-dza konieczność posiadania certyfikatu wydanego przez Preze-sa Urzędu Dozoru Technicznego w celu przeprowadzenia czyn-

ności obejmujących modernizację i utrzymywanie w należytym stanie urządzeń mikroinstalacji i małych instalacji odnawialnych źródeł energii. Niezbędnym warunkiem do uzyskania takiego certyfikatu jest posiadanie udokumentowanego co najmniej trzy-letniego doświadczenia zawodowego w zakresie instalowania lub modernizacji urządzeń i instalacji: sanitarnych, energetycz-nych, grzewczych, chłodniczych lub elektrycznych.

Podmiot posiadający system zarządzania szkoleniami dla instalatorów i modernizatorów urządzeń odnawialnych źródeł energii. Zgodnie z projektem ustawy instalatorzy i moderniza-torzy dla uzyskania certyfikatu zobowiązani będą przejść od-powiednie szkolenie. Akredytację na odbycie takiego szkolenia wydaje Prezes Urzędu Dozoru Technicznego.

Posiadacz świadectw pochodzenia. Notowanemu w ostat-nim czasie spadkowi cen, po jakich zbywane są „zielone certyfi-katy”, mają zapobiec nowe instytucje ustawowe.

Po pierwsze, na podstawie projektu ustawy z października 2012 roku, w przypadku gdy średnie ceny, po jakiej zbywane są świadectwa pochodzenia na giełdzie towarowej przez okres co najmniej dwóch kolejnych kwartałów będą niższe niż 75% warto-ści opłaty zastępczej (opłata, do której zapłaty jest zobligowany określony w ustawie odbiorca końcowy, który nie przedstawił do umorzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki świadectwa pochodzenia w terminie do dnia 31 marca każdego roku), Mi-nister Gospodarki uprawniony będzie do zwiększenia udziału energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach OZE w sprzeda-ży energii elektrycznej odbiorcom końcowym.

Po drugie, w czasie niedawnych obrad parlamentarnych Ministerstwo Gospodarki przedstawiło propozycję, aby do pro-jektu ustawy wprowadzić zapisy, zgodnie z którymi świadectwa pochodzenia mogłyby zostać umorzone jedynie w ciągu dwóch lat od ich wydania oraz które wyłączałyby możliwość wpłaty opłaty zastępczej w przypadku, gdy cena świadectw pochodze-nia spadłaby poniżej 75% opłaty zastępczej.

Konrad Szybalski prawnik w KKPW w Krakowie

Kto zarobi na nowej ustawie o odnawialnych źródłach energii?

(na marginesie projektów tzw. trójpaku)

Who can profit from a new Renewable Energy Sources Act?

(on the margins of the so-called Energy Three-Pack Bill)

Spółka PSE realizuje zadania operatora systemu przesyłowego energii elektrycznej w oparciu o posiadaną sieć przesyłową najwyższych napięć, którą tworzą:

>> 242 linie o łącznej długości 13 396 km, w tym:

>> 1 linia o napięciu 750 kV o długości 114 km,

>> 74 linie o napięciu 400 kV o długości 5 340 km,

>> 167 linii o napięciu 220 kV o długości 7 942 km,

>> 100 stacji najwyższych napięć (NN), które posadowione są na nieruchomościach o łącznej powierzchni 5 936 467 m2,

>> podmorskie połączenie 450 kV DC Polska – Szwecja.

Spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. jest operatorem systemu przesyłowego energii elektrycznej w Polsce i spółką o wyjątkowym znaczeniu dla gospodarki państwa, wpisaną na listę przedsiębiorstw o szczególnym znaczeniu gospodarczo-obronnym.

Podstawową działalnością PSE jest świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, przy zachowaniu wymaganych kryteriów bezpieczeństwa pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, a także przy zastosowaniu obiektywnych i transparentnych zasad zapewniających równe traktowanie stron oraz przy należytym poszanowaniu środowiska naturalnego.

Energia w dobryryr ch rękakak chEEEEEEnnnneeerrrggggiiiiaaa www dddooobbbrrryyyccchhh rręęękkkaaaccchhhhhh

EEEnneeerrrgggiiiaaa ww ddddooobbbrryyycchhhh rręęękkkkaaaacch

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.ul. Warszawska 165,05-520 Konstancin-Jeziorna,tel.: +48 22 242 26 00, fax: +48 22 242 22 33http://www.pse.pl

Działając z poszanowaniem zasad zrównoważonego rozwoju zapewniamy niezawodną i efektywną pracę systemu elektroenergetycznego w obszarze działania PSE, tworzymy warunki dla rozwoju odnawialnych źródeł energii, zapewniając naszym pracownikom możliwości rozwoju zawodowego.

Traktując priorytetowo bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, współtworzymy europejski rynek energii elektrycznej, aktywnie rozwijając partnerstwo z innymi operatorami systemów przesyłowych, przestrzegając zasad transparentności działania oraz równego traktowania uczestników rynku.

Maj

ątek

sie

ciow

y Mis

jaW

izja

44 CIGRÉ - elektroenergetyka.plelektroenergetyka.pl/upload/file/2013/3/arch_En3_2013.pdf · Jacek...

Documents

Transcript of 44 CIGRÉ - elektroenergetyka.plelektroenergetyka.pl/upload/file/2013/3/arch_En3_2013.pdf · Jacek...